Systemintegration erneuerbarer Energien: Technische Herausforderungen und regulatorische Lösungsansätze

Einleitung

Die Transformation des deutschen Energiesystems hin zu einem dominanten Anteil erneuerbarer Energien stellt eine der zentralen Herausforderungen des 21. Jahrhunderts dar. Gemäß dem Energiekonzept der Bundesregierung sollen bis Mitte des Jahrhunderts 80 Prozent der elektrischen Energie aus erneuerbaren Quellen stammen, wobei der Windenergie eine dominierende Rolle zugewiesen wird. Diese ambitionierten Ziele erfordern nicht nur den massiven Ausbau von Wind- und Solarenergie, sondern insbesondere eine intelligente Integration dieser volatilen Erzeugungsformen in das bestehende Stromnetz.

Die Integration erneuerbarer Energien in das öffentliche Stromnetz umfasst weit mehr als den bloßen technischen Anschluss von Erzeugungsanlagen. Sie erfordert ein komplexes Zusammenspiel von technischer Innovation, regulatorischen Rahmenbedingungen und marktbasierten Mechanismen, um die Systemstabilität und Versorgungssicherheit auch bei hohen Anteilen fluktuierender Einspeisung zu gewährleisten.

Technische Herausforderungen im Netzbetrieb

Spannungshaltung im Verteilnetz

Die Spannungshaltung gehört zu den fundamentalen Anforderungen an ein stabiles Stromversorgungsnetz. Während konventionelle Kraftwerke die Netzspannung aktiv regeln können, führt die dezentrale Einspeisung erneuerbarer Energien zu neuen Herausforderungen. Besonders in Niederspannungsnetzen mit hoher PV-Durchdringung können lokale Spannungsanhebungen auftreten, die ohne geeignete Gegenmaßnahmen die zulässigen Spannungsbänder überschreiten würden.

Die technischen Lösungsansätze umfassen:

Lokale Spannungsregelung: Moderne Wechselrichter verfügen über die Fähigkeit zur automatischen Spannungsregelung. Durch gezieltes Blindleistungsmanagement können sie aktiv zur Spannungshaltung beitragen und lokale Überspannungen vermeiden.

Netzausbau und Netzverstärkung: In stark belasteten Netzabschnitten kann ein physischer Ausbau der Infrastruktur notwendig werden. Dies umfasst die Verstärkung von Leitungen, den Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren (rONT) sowie die Installation von Kompensationsanlagen.

Intelligente Betriebsführung: Moderne Netzleitsysteme ermöglichen eine dynamische Anpassung der Netzführung basierend auf aktuellen Einspeise- und Lastprognosen. Dies erlaubt eine vorausschauende Vermeidung kritischer Netzzustände.

Blindleistungsmanagement

Blindleistung ist essentiell für die Aufrechterhaltung der Spannungsqualität im Netz. Während konventionelle Synchrongeneratoren aufgrund ihrer physikalischen Eigenschaften natürlicherweise Blindleistung bereitstellen können, erfordert die Integration von Wechselrichter-gekoppelten Erzeugungsanlagen neue Konzepte.

Gemäß den technischen Anschlussbedingungen (TAR) müssen moderne Erzeugungsanlagen:

• Blindleistung bedarfsgerecht bereitstellen oder aufnehmen können
• An der Spannungshaltung durch cosφ(P)- oder Q(U)-Regelung teilnehmen
• Netzbetreibern die Möglichkeit zur Fernsteuerung der Blindleistungsbereitstellung bieten

Die VDE-Anwendungsregeln (VDE-AR-N 4110 für Mittelspannung, VDE-AR-N 4120 für Hochspannung) definieren dabei präzise Anforderungen an das Blindleistungsverhalten von Erzeugungsanlagen.

Frequenzhaltung und Systemstabilität

Die Netzfrequenz ist ein zentraler Indikator für das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch im Stromnetz. Die Verdrängung konventioneller Kraftwerke durch erneuerbare Energien führt zu einer Reduktion der rotierenden Massen im System, was die inhärente Systemträgheit (Momentanreserve) reduziert.

Herausforderungen:

• Reduzierte Systemträgheit durch geringere rotierende Massen
• Schnellere Frequenzgradienten bei Störungen
• Notwendigkeit neuer Mechanismen zur Frequenzstützung

Technische Lösungen:

Moderne Windenergieanlagen und große PV-Parks sind zunehmend in der Lage, Systemdienstleistungen zur Frequenzstützung bereitzustellen. Dies umfasst:

• Synthetische Trägheit: Wechselrichterbasierte Anlagen können durch entsprechende Regelungsalgorithmen ein träges Verhalten simulieren
• Frequenzgestützte Leistungsregelung: Anlagen können bei Frequenzabweichungen ihre Leistung gezielt anpassen
• Teilnahme am Regelenergiemarkt: Pooling von Erzeugungsanlagen zur Bereitstellung von Primär-, Sekundär- und Minutenreserve

Regulatorische Rahmenbedingungen

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Das EnWG bildet den rechtlichen Rahmen für die sichere und zuverlässige Versorgung mit Elektrizität. Es verpflichtet Netzbetreiber zur diskriminierungsfreien Gewährung des Netzanschlusses und definiert deren Systemverantwortung. Das EEG ergänzt diese Vorgaben durch spezifische Regelungen zur Einspeisung und Vergütung erneuerbarer Energien.

Zentrale Regelungen:

• § 11 EnWG: Allgemeine Anschlusspflicht für Netzbetreiber
• § 13 EnWG: Systemverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber
• § 95 EEG: Verordnungsermächtigung für Systemdienstleistungen von Windenergieanlagen

Die Verordnungsermächtigung in § 95 EEG erlaubt der Bundesregierung, detaillierte Anforderungen an Windenergieanlagen zur Verbesserung der Netzintegration festzulegen. Dies umfasst:

• Verhalten der Anlagen im Fehlerfall (Fault Ride Through)
• Spannungshaltung und Blindleistungsbereitstellung
• Frequenzhaltung
• Nachweisverfahren
• Versorgungswiederaufbau

§ 14a EnWG: Steuerbare Verbrauchseinrichtungen

Eine zentrale regulatorische Innovation stellt § 14a EnWG dar, der die Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen regelt. Dieser Paragraph erkennt an, dass nicht nur die Erzeugungsseite, sondern auch die Verbrauchsseite einen Beitrag zur Systemstabilität leisten kann.

Anwendungsbereich:

§ 14a EnWG betrifft insbesondere:

• Wärmepumpen
• Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge (Wallboxen)
• Nachtspeicherheizungen
• Klimaanlagen

Kernmechanismus:

Netzbetreiber können bei Netzengpässen die Leistungsaufnahme dieser Verbrauchseinrichtungen zeitweise reduzieren, wobei gleichzeitig reduzierte Netzentgelte als Anreiz für die Teilnahme am System geschaffen werden. Dies ermöglicht:

• Vermeidung kostenintensiver Netzausbaumaßnahmen
• Bessere Integration erneuerbarer Energien durch Lastverschiebung
• Schaffung von Flexibilitätspotenzialen im Verteilnetz

Die konkrete Ausgestaltung erfolgt durch die "Verordnung zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen" und definiert technische Mindestanforderungen, Kommunikationsschnittstellen und Abrufmodalitäten.

Technische Anschlussbedingungen (TAR/TAB)

Die Technischen Anschlussregeln (TAR) und Technischen Anschlussbedingungen (TAB) konkretisieren die Anforderungen an den Netzanschluss von Erzeugungsanlagen und Verbrauchern. Sie werden vom VDE-FNN (Forum Netztechnik/Netzbetrieb) erarbeitet und durch die Bundesnetzagentur als allgemein verbindlich erklärt.

Zentrale Regelwerke:

• VDE-AR-N 4100: Niederspannungsanschlüsse (bis 100 kW)
• VDE-AR-N 4105: Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz
• VDE-AR-N 4110: Mittelspannungsanschlüsse (bis 110 kV)
• VDE-AR-N 4120: Hochspannungsanschlüsse (110 kV und höher)

Diese Regelwerke definieren detailliert:

• Netzanschlussbedingungen und -verfahren
• Anforderungen an das statische und dynamische Verhalten
• Schutzeinrichtungen und deren Parametrierung
• Blindleistungsbereitstellung
• Verhalten bei Netzfehlern (z.B. FRT - Fault Ride Through)
• Kommunikationsschnittstellen zur Fernsteuerung

Die kontinuierliche Weiterentwicklung dieser Regelwerke reflektiert die sich ändernden Anforderungen durch den steigenden Anteil erneuerbarer Energien. So wurden beispielsweise in der VDE-AR-N 4110 (Ausgabe 2018) verschärfte Anforderungen an das dynamische Netzstützungsverhalten von Erzeugungsanlagen definiert.

Systemdienstleistungen

Regelenergie zur Frequenzhaltung

Systemdienstleistungen sind essenziell für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Sie umfassen alle Maßnahmen zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs. Die Frequenzhaltung erfolgt dabei über ein dreistufiges Regelkonzept:

Primärregelleistung (PRL):

• Automatische, dezentrale Aktivierung innerhalb von Sekunden
• Frequenzproportionale Leistungsanpassung
• Ausgleich kurzfristiger Leistungsungleichgewichte
• Bereitstellung durch präqualifizierte Anlagen in allen europäischen Regelzonen

Sekundärregelleistung (SRL):

• Zentral aktiviert durch den Übertragungsnetzbetreiber
• Aktivierung innerhalb von 5 Minuten
• Ablösung der Primärregelleistung und Wiederherstellung der Sollfrequenz
• Regelzonenspezifische Beschaffung

Minutenreserveleistung (MRL):

• Manuell oder automatisch aktiviert
• Aktivierung innerhalb von 15 Minuten
• Ablösung der Sekundärregelleistung
• Vorbereitung auf prognostizierte Lastveränderungen

Integration erneuerbarer Energien:

Erneuerbare Energien können zunehmend an der Regelleistungsbereitstellung partizipieren:

• Windenergie: Große Windparks können durch Abregelung negative Regelleistung oder durch Betrieb unterhalb der maximalen Leistung positive Regelleistung bereitstellen
• Photovoltaik: PV-Parks können durch Wirkleistungsreduktion an der Regelleistung teilnehmen
• Virtuelle Kraftwerke: Pooling verschiedener dezentraler Erzeuger zur Erreichung der Mindestleistungen für die Regelleistungsmärkte

Das Windpark-Cluster-Management-System (WCMS), entwickelt am Fraunhofer IWES, demonstriert die Machbarkeit der koordinierten Steuerung mehrerer Windparks zur Bereitstellung von Regelleistung mit Eigenschaften vergleichbar zu konventionellen Kraftwerken.

Weitere Systemdienstleistungen

Neben der Frequenzhaltung umfassen Systemdienstleistungen gemäß § 13 EnWG:

Spannungshaltung:

• Bereitstellung und Aufnahme von Blindleistung
• Dynamische Netzstützung bei transienten Vorgängen
• Statische Spannungsregelung durch Q(U)- oder cosφ(P)-Kennlinien

Betriebsführung:

• Engpassmanagement (Redispatch, Countertrading)
• Einspeisemanagement nach § 14 EnWG
• Schwarzstartfähigkeit
• Inselnetzfähigkeit

Versorgungswiederaufbau:

• Koordinierter Netzwiederaufbau nach großflächigen Störungen
• Bereitstellung von Schwarzstartkapazität
• Aufbau stabiler Inseln als Ausgangspunkt des Wiederaufbaus

Marktgestützte Beschaffung nicht-frequenzgebundener Systemdienstleistungen

§ 12h EnWG verpflichtet Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber zur marktgestützten Beschaffung nicht-frequenzgebundener Systemdienstleistungen. Dies umfasst insbesondere:

• Dienstleistungen zur Spannungsregelung
• Kurzschlussleistung
• Trägheit der lokalen Netzstabilität (Momentanreserve)

Die Bundesnetzagentur hat mit dem Festlegungsverfahren BK6-23-010 ein Konzept zur marktgestützten Beschaffung der Momentanreserve eingeleitet. Diese ist essentiell für die Frequenzstabilisierung bei plötzlichen Netzauftrennungen (System-Splits) und gewinnt mit sinkendem Anteil konventioneller Kraftwerke an Bedeutung.

Marktbasierte Lösungsansätze

Flexibilitätsmärkte und lokale Energiemärkte

Ergänzend zu den klassischen Regelenergiemärkten entwickeln sich zunehmend lokale Flexibilitätsmärkte. Diese ermöglichen Verteilnetzbetreibern die Beschaffung von Flexibilität zur Lösung lokaler Netzengpässe. Pilotprojekte wie das "Modellvorhaben für vertragsbasierte Redispatch-Beschaffung" der BNetzA erproben Marktmechanismen für die Engpassbewirtschaftung auf Verteilnetzebene.

Vorteile:

• Kosteneffiziente Alternative zum Netzausbau
• Integration dezentraler Flexibilitätsanbieter
• Schaffung neuer Geschäftsmodelle für Betreiber von Erzeugungsanlagen und flexiblen Verbrauchern
• Erhöhung der Systemeffizienz

Bidirektionales Energiemanagement

Die zunehmende Verbreitung von Elektrofahrzeugen und stationären Batteriespeichern eröffnet neue Potenziale für das Energiemanagement. Vehicle-to-Grid (V2G) Konzepte ermöglichen die bidirektionale Nutzung von Fahrzeugbatterien zur Netzstabilisierung. Voraussetzung hierfür sind:

• Intelligente Ladeinfrastruktur mit bidirektionaler Ladefähigkeit
• Standardisierte Kommunikationsprotokolle (z.B. ISO 15118)
• Marktmechanismen zur Incentivierung der Flexibilitätsbereitstellung
• Integration in Smart-Meter-Gateway-Infrastruktur

Smart Grid und Digitalisierung

Die Digitalisierung des Energiesystems ist Enabler für die Integration erneuerbarer Energien. Smart Grids ermöglichen:

Intelligente Messinfrastruktur:

• Smart-Meter-Rollout gemäß Messstellenbetriebsgesetz (MsbG)
• Echtzeiterfassung von Erzeugung und Verbrauch
• Fernsteuerbarkeit von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen
• Grundlage für dynamische Tarife und Lastmanagement

Advanced Distribution Management Systems (ADMS):

• Echtzeitüberwachung des Verteilnetzes
• Zustandsschätzung und Lastflussoptimierung
• Automatisierte Engpassbewältigung
• Integration von Wetterprognosen und Einspeiseprognosen

Kommunikationsinfrastruktur:

• Anbindung dezentraler Anlagen über Smart-Meter-Gateways
• Fernwirktechnik für größere Anlagen
• Cybersecurity-Anforderungen gemäß IT-Sicherheitskatalog der BNetzA

Netzausbau und Netzverstärkung

Trotz aller intelligenten Lösungsansätze bleibt der physische Netzausbau eine notwendige Komponente der Systemintegration erneuerbarer Energien:

Übertragungsnetzausbau:

• Ausbau der Nord-Süd-Verbindungen für den Windstromtransport
• HGÜ-Verbindungen (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) für verlustminimierten Ferntransport
• Offshore-Netzanbindungen für Offshore-Windparks

Verteilnetzausbau:

• Verstärkung von Mittel- und Niederspannungsnetzen in Gebieten mit hoher EE-Durchdringung
• Einsatz regelbarer Transformatoren
• Verkabelung kritischer Freileitungsabschnitte

Herausforderungen:

• Lange Planungs- und Genehmigungsverfahren
• Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung
• Koordination zwischen verschiedenen Netzebenen
• Hohe Investitionskosten

Zukünftige Entwicklungen

Power-to-X und Sektorkopplung

Die langfristige Integration sehr hoher Anteile erneuerbarer Energien erfordert Lösungen zur saisonalen Energiespeicherung. Power-to-X-Technologien ermöglichen:

• Power-to-Gas: Umwandlung von Überschussstrom in Wasserstoff oder Methan
• Power-to-Heat: Nutzung von Stromüberschüssen in Wärmesektoren
• Power-to-Liquid: Erzeugung synthetischer Kraftstoffe

Diese Technologien verbinden die Stromnetzinfrastruktur mit Gas- und Wärmenetzen und schaffen zusätzliche Flexibilitätsoptionen.

Künstliche Intelligenz und maschinelles Lernen

KI-basierte Systeme gewinnen an Bedeutung für:

• Verbesserte Einspeiseprognosen für Wind und Solar
• Optimierte Netzbetriebsführung
• Predictive Maintenance von Netzkomponenten
• Demand-Side-Management und Verbrauchsprognosen

Dezentralisierung und Energiegemeinschaften

Die zunehmende Dezentralisierung führt zu neuen organisatorischen Formen:

• Energy Communities gemäß EU-Richtlinie 2018/2001
• Lokale Energiemärkte und Peer-to-Peer-Handel
• Microgrids mit Inselnetzfähigkeit
• Prosumer-Integration

Fazit

Die Systemintegration erneuerbarer Energien ist eine komplexe, multidimensionale Herausforderung, die technische, regulatorische und ökonomische Aspekte vereint. Die in diesem Artikel dargestellten Lösungsansätze zeigen, dass die technischen Herausforderungen grundsätzlich beherrschbar sind.

Erfolgreiche Integration erfordert:

1. Technische Innovation: Fortschrittliche Regelungskonzepte, intelligente Netzbetriebsführung und Digitalisierung
2. Regulatorische Weiterentwicklung: Anpassung der Rahmenbedingungen an die Anforderungen eines EE-dominierten Systems
3. Marktdesign: Schaffung von Anreizen für Flexibilität und Systemdienstleistungen
4. Infrastrukturausbau: Gezielter Ausbau der Netz- und Speicherinfrastruktur
5. Sektorkopplung: Integration der Energiesektoren Strom, Wärme, Verkehr und Industrie

Die Deutsche Energiewende dient dabei als Pioniervorhaben, dessen Erfahrungen international Beachtung finden. Die kontinuierliche Weiterentwicklung technischer Standards, regulatorischer Rahmenbedingungen und Marktmechanismen wird auch in Zukunft notwendig sein, um die Transformation zu einem klimaneutralen Energiesystem erfolgreich zu gestalten.

Der Erfolg der Systemintegration erneuerbarer Energien entscheidet maßgeblich über das Erreichen der Klimaschutzziele und die Zukunftsfähigkeit des Energieversorgungssystems. Die in diesem Artikel dargestellten Konzepte und Lösungsansätze bilden das Fundament für diese Transformation und werden in den kommenden Jahren weiter an Bedeutung gewinnen.

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Quellen:

• Bundesnetzagentur: Monitoringberichte 2011-2024
• Fraunhofer IWES: Jahresberichte und Forschungsergebnisse zur Systemintegration
• VDE-FNN: Technische Anschlussregeln VDE-AR-N 4100, 4110, 4120
• EnWG und EEG in aktuellen Fassungen
• Diverse wissenschaftliche Publikationen zu Netzintegration und Systemdienstleistungen

Dieser Fachartikel basiert auf Recherchen in der Willi Mako Wissensdatenbank und aktuellen regulatorischen Dokumenten.