In den letzten zehn Jahren sind die Kosten für das Management von Engpässen im Übertragungsnetz dramatisch gestiegen – und werden voraussichtlich bis 2028 auf 3 Mrd. £ pro Jahr anwachsen.

Ursprünglich war das System als sekundäre Anpassung an gehandelte Strommengen gedacht, doch inzwischen steuert der Systembetreiber einen erheblichen Teil des Marktes über den Balancing Mechanism. Dies ist ein zentrales Thema, das National Grid ESO mit REMA angehen möchte.

Der Kostenanstieg wurde durch die Gaspreiserhöhungen seit Oktober 2021 noch verstärkt (ein Thema, das in einem unserer neuesten Artikel behandelt wird), aber der langfristige Trend ist auf steigende Ausgleichsmengen zurückzuführen, die durch das Engpassmanagement motiviert sind.

In diesem Artikel betrachten wir die Auswirkungen eines Engpasses auf einen einzelnen großen Erzeuger, der sich hinter einem besonders stark belasteten Netzabschnitt befindet.

Jargon-Erklärung

Ein Lastfaktor ist ein Maß dafür, wie viel der Gesamtkapazität einer Anlage während eines bestimmten Abrechnungszeitraums zum Import oder Export von Strom genutzt wird.

• Geplanter Lastfaktor – Lastfaktor vor jeglichen Ausgleichsmaßnahmen, der die geplante Einspeisung einer Anlage zum Gate Closure darstellt.
• Tatsächlicher Lastfaktor – Lastfaktor nach Berücksichtigung von Ausgleichsmaßnahmen, der die tatsächliche Lieferung einer Anlage widerspiegelt.

GuD-Kraftwerke in Großbritannien

Kombinierte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) sind eine wichtige Quelle flexibler, nicht erneuerbarer Stromerzeugung im Vereinigten Königreich. Sie liefern über 21 GW Kapazität ins Netz (laut Transmission Entry Capacity Register) – das entspricht etwa der Hälfte der nationalen Spitzenlast im Winter. Die Standorte der wichtigsten GuD-Anlagen in Großbritannien sind oben (Abbildung 1) dargestellt.

Fallstudie: BMU-Maßnahmen auf beiden Seiten einer Engpassgrenze

Aufgrund von Engpässen kann der Standort eine große Rolle für den Betrieb einer Anlage, einschließlich GuD-Kraftwerken, spielen. SSE-SP ist eine bedeutende Engpassgrenze im Übertragungsnetz, die Nordschottland vom Rest Großbritanniens trennt (siehe unten).

Hier untersuchen wir, wie diese Engpassgrenze das Verhalten von zwei GuD-Kraftwerken beeinflusst: Peterhead (1,2 GW) und South Humber Bank (0,8 GW). Peterhead liegt hinter dem Engpass in Nordschottland und konkurriert beim Export nach Süden häufig mit erneuerbarer Windenergie. South Humber Bank liegt auf der gegenüberliegenden Seite des Engpasses, hat eine ähnliche Exportkapazität und ist etwa so nah an Peterhead wie kein anderes GuD-Kraftwerk in Großbritannien.

Am 26. Januar 2022 lag die Windstromerzeugung in Schottland im obersten 1 % der Tage dieses Jahres, mit einem Durchschnitt von 4,4 GW. Infolgedessen stand die SSE-SP-Grenze unter erheblichem Druck und arbeitete bei 99 % ihrer maximalen Kapazität. Kurz gesagt: Günstiger schottischer Windstrom floss in die Nachfragezentren südlich der Grenze.

Diese Bedingungen führten dazu, dass für Peterhead und South Humber Bank gegensätzliche Ausgleichsmaßnahmen ergriffen wurden, da sie sich auf entgegengesetzten Seiten des Engpasses befinden.

Abbildung 2 (unten) zeigt, wie diese beiden Anlagen an diesem besonders windigen Tag über den Balancing Mechanism neu disponiert wurden.

• Peterhead reichte FPNs für nahezu maximale Leistung für einen Großteil des Tages ein, was einem durchschnittlichen geplanten Lastfaktor von 70 % entspricht. Über den Balancing Mechanism wurde Peterhead um insgesamt 17 GWh heruntergeregelt, was zu einem durchschnittlichen tatsächlichen Lastfaktor von 10 % führte.
• South Humber Bank hatte hingegen einen geplanten Lastfaktor von 0 %, da keine Einspeisung vorgesehen war. Über den Balancing Mechanism wurde sie auf bis zu 85 % ihrer Kapazität hochgeregelt, was zu einem durchschnittlichen tatsächlichen Lastfaktor von 25 % führte.
• Zur Bewältigung der Netzengpässe an der SSE-SP-Grenze gab National Grid ESO allein am 26. Januar 7,5 Mio. £ für Engpasskosten aus.

Standortabhängige Einflüsse auf das langfristige Anlagenverhalten

Wir haben gesehen, wie ein Übertragungsnetz-Engpass den täglichen Betrieb von Anlagen beeinflussen kann. Doch wie wirkt sich der Standort langfristig auf das Verhalten einer Anlage aus?

• Die obige Grafik zeigt, dass Peterhead im Jahr 2022 durchgehend heruntergeregelt wurde. In jedem Monat dieses Jahres lag der tatsächliche Lastfaktor unter dem geplanten.
• Dies entspricht einer jährlichen Nettoherunterregelung von 1.400 GWh (33 % weniger als das geplante Exportvolumen) gegenüber einer jährlichen Nettohochregelung von 1.300 GWh (2 % mehr als das geplante Exportvolumen) für den Rest der GuD-Flotte zusammen (siehe Abbildung 6 unten).
• Im Vergleich zum Flottendurchschnitt lag Peterheads geplanter Lastfaktor in jedem Monat zwischen März und September über dem Durchschnitt, was zeigt, dass eine größere Auslastung erwartet wurde. Tatsächlich wurde dies aber bislang nur in zwei Monaten (Juli und August) erreicht.

Im Folgenden visualisieren wir die gesamten Ausgleichsmengen jeder GuD-Anlage im Jahr 2022. Dies entspricht der Gesamtmenge des Unterschieds zwischen geplantem und tatsächlichem Export einer Anlage im Laufe des Jahres.

• Die Nettoherunterregelung von Peterhead wird fast vollständig durch die Nettohochregelung des Rests der GuD-Flotte ausgeglichen. Das ist plausibel, da GuD-Kraftwerke eine wichtige Quelle flexibler Erzeugung sind und daher bei Bedarf hochgeregelt werden, wenn eine eingeschränkte Anlage wie Peterhead heruntergeregelt wird.
• Das Ausmaß der Nettoherunterregelung bei Peterhead (1.400 GWh) ist mehr als 26-mal so hoch wie bei Salted Unit 3, der Anlage mit der nächstgrößten Nettoherunterregelung (50 GWh). Das verdeutlicht, wie besonders die Engpässe an der Grenze Schottland–England im Vergleich zum Rest des Übertragungsnetzes sind.

REMA: Lokale Preisbildung als Lösung für Engpasskosten?

REMA ist derzeit ein heiß diskutiertes Thema (mehr dazu hier), wobei die Idee der lokalen Preisbildung im Mittelpunkt steht. Die Position von National Grid ESO ist, dass in einem Markt mit lokaler Preisbildung das Verhältnis zwischen regionalem Angebot, Nachfrage und Engpässen die Strompreise bestimmen würde.

• Beispielsweise würde eine hohe Windstromerzeugung in Nordschottland aufgrund der geringen regionalen Nachfrage und der Engpässe beim Export den Preis in dieser Region senken.
• Durch ein lokales Preissignal könnten Erzeuger wie Peterhead dazu motiviert werden, ihre geplante Erzeugung bei starkem Wind zu reduzieren. Dadurch wäre keine Neudisposition durch National Grid ESO im Balancing Mechanism erforderlich.
• National Grid ESO sieht die Einführung lokaler Preisbildung als wichtigen Schritt zur Erreichung der Netto-Null-Ziele, da so ein saubererer Strommix in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung gefördert wird.
• Um Kosten zu decken, müssten Anlagen wie Peterhead ihre Produktion in Zeiten niedrigerer Einspeisung aus erneuerbaren Quellen und damit höherer regionaler Preise erhöhen.
• Dies könnte jedoch durch operative Faktoren wie die Prognosegenauigkeit der Windverhältnisse erschwert werden.
• Wenn dies gelingt, könnte der Markt effizienter werden, die Stromversorgung in dieser Engpassregion stabilisieren und die Kosten für Verbraucher senken. Entscheidend ist auch, dass die CO₂-Emissionen sinken, da das Kraftwerk weniger häufig hoch- und heruntergefahren werden müsste.

Die Erkenntnisse aus dieser Fallstudie zeigen, warum REMA die lokale Preisbildung so stark in den Fokus rückt: Ein solches System könnte ein grüneres Netz zu geringeren Kosten für die Verbraucher ermöglichen. Die entscheidende Frage bleibt jedoch, ob unsere Netto-Null-Ziele allein durch Markttransformation erreichbar sind – oder ob es zusätzliche Investitionen in die Netzinfrastruktur braucht.

Was haben wir gelernt?

• GuD-Kraftwerke sind eine wichtige Quelle flexibler Erzeugung und stellen mehr als 21 GW Kapazität bereit.
• Anlagen in Engpassregionen werden im Balancing Mechanism heruntergeregelt, wenn der Engpass unter Druck steht.
• Peterhead ist zum Beispiel ein besonders gelegenes GuD-Kraftwerk, da es sich hinter einem zentralen Engpass in Nordschottland befindet und so seine Exportmöglichkeiten Richtung Süden eingeschränkt sind.
• Die Konkurrenz von Peterhead mit erneuerbaren Energien an windreichen Tagen führt zu hohen Angebotsmengen im Balancing Mechanism, die größtenteils durch eine Hochregelung der restlichen GuD-Flotte ausgeglichen werden.
• Lokale Preisbildung könnte einen effizienteren Marktmechanismus zur Lösung von Engpassproblemen bieten und so die Voraussetzungen für ein dekarbonisiertes Netz schaffen. National Grid ESO berät hierzu im Rahmen der REMA-Vorschläge.