Wind- und Solarenergie sind zukünftig die tragenden Säulen der Stromerzeugung. Diese sind über Stromrichter an das Stromnetz angeschlossen. Das System kann mit 100 Prozent erneuerbaren Energien auch ohne konventionelle Kraftwerke stabil betrieben werden. Stromrichterbasierte Anlagen leisten einen essenziellen Beitrag zur Systemstabilität. Momentanreserve, Kurzschlussstrom sowie Kurzschlussleistung sind jederzeit in ausreichendem Maße, auch aus netzbildenden Anlagen verfügbar. Die dynamische Spannungsregelung bzw. die dynamische Bereitstellung von Blindleistung zur Aufrechterhaltung der Spannungsstabilität ist gewährleistet.

Die Netzqualitätskriterien hinsichtlich Höhe, Kurvenform, Frequenz und Symmetrie werden erfüllt, um die Spannungsqualität weiterhin auf einem hohen Niveau zu halten.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Der Rückgang von Erzeugungsanlagen mit Synchrongeneratoren und die Zunahme von stromrichterbasierten Erzeugungsanlagen erfordern die Anpassung der Technischen Netzanschlussregeln (TAR) sowie neue Konzepte, Prozesse und Tools für den Netzbetrieb. Im Mittelpunkt stehen dabei die Systemstabilität im Normalbetrieb sowie das Beherrschen von definierten Netzstörungen.
• Stromrichter besitzen im Vergleich zu Synchrongeneratoren zwar andere Hardware-technische Grenzen, bieten aber aufgrund des Software-bestimmten Verhaltens größere Spielräume in ihrer Regelung. Um ein systemstabilisierendes Stromrichterverhalten zu erreichen, muss die Nutzung dieser Freiheiten explizit definiert und die korrekte Umsetzung prüfbar gemacht werden.
• Eine zentrale Herausforderung ist die Systemstabilität (im Kurzzeitbereich) unter Berücksichtigung einer zunehmenden Reduzierung der Systemträgheit (Trägheit der konventionellen Kraftwerke und synchron betriebener Verbraucher) sowie der Zunahme an potenziell kritischen Systemzuständen (beispielsweise System-Split in Zeiten hoher Transite).
• Aufgrund der abnehmenden Systemträgheit und der abnehmenden – bisher inhärenten – Frequenzabhängigkeit der Verbraucher und des zeitgleich steigenden Bedarfs müssen alle verfügbaren Quellen für die Bereitstellung der Momentanreserve in Betracht gezogen werden. Hierbei wird insbesondere der Beitrag von stromrichtergekoppelten Anlagen eine entscheidende Rolle spielen. Kenngrößen von Erzeugungsanlagen und Verbrauchern müssen neu aufeinander abgestimmt werden.
• Das technische Potenzial der über Stromrichter angebundenen Anlagen zur Erbringung von Systemdienstleistungen muss in allen Teilfeldern weiter erschlossen werden.
• Bei der Bereitstellung von Systemdienstleistungen muss unter Berücksichtigung des Bedarfs bzw. der Systemsicherheit eine volkswirtschaftlich effiziente Erschließung von Beschaffungsformen für Kapazität, Vorhaltung und Abruf gefunden werden. Diese kann sowohl verpflichtend beispielsweise über Mindestanforderungen, durch marktliche Elemente oder durch vollständig integrierte Netzkomponenten (VINK) sowie in geeigneter Kombination aller Optionen erfolgen, auch spannungsebenenübergreifend. Je nach Ausgestaltung und Verfügbarkeit von kostengünstigen Alternativen sind entsprechende Anreizsysteme auszugestalten. Damit können beispielsweise zusätzliche Potenziale der über Stromrichter angebundenen Anlagen erschlossen werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass je nach Allokation der Anlagen in den verschiedenen Netzebenen Folgekosten für die Ertüchtigung der Netze entstehen können, die in die volkswirtschaftliche Betrachtung einbezogen werden müssen.

Im Übertragungsnetz stehen die zentralen Erzeugungskapazitäten und deren Potenziale für die Erbringung von Systemdienstleistungen nicht mehr im bisherigen Umfang zur Verfügung. Die Systemstabilität wird daher maßgeblich von den Eigenschaften der Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen im Verteilnetz bestimmt. Potenziell erforderliche Systemdienstleistungen können bzw. müssen effizient durch die hohe Anzahl dezentraler Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbraucher im Verteilnetz erbracht werden.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Durch eine zunehmende Anzahl an Anlagen und die Notwendigkeit, Systemdienstleistungen aus dem Verteilnetz bereitzustellen, steigen die Komplexität der Betriebsführung und die Anforderungen an die Zusammenarbeit zwischen den Netzbetreibern sowie insbesondere auch an die (automatisierte) Kommunikation.
• Aus der Dezentralisierung der Anlagenstruktur können Veränderungen der statischen und dynamischen Charakteristiken des Netzsystems resultieren. Potenziell können Interaktionen aufgrund einer hohen Anzahl von Stromrichtern in geringer elektrischer Distanz auftreten. Eine lokale Begrenzung und Dämpfung der Interaktionen durch eine robuste System- und Anlagenauslegung sowie das Erkennen von Interaktionen müssen sichergestellt sein.

Der Wiederaufbau erfolgt unter Einbezug einer hohen Anzahl dezentraler Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbraucher im Verteilnetz. Der Nachweis und das Testen von Komponentenmerkmalen und Teilsystemverhalten sowie das Üben von Prozessen und Abläufen im Zusammenspiel aller Akteure unter den neuen Rahmenbedingungen des Wiederaufbaus sichern die Handlungsfähigkeit im Bedarfsfall und sind als integraler Bestandteil des Regelbetriebs implementiert. Synergien von Prozessen zwischen Normalbetrieb und Wiederaufbau sind etabliert.

Ein nationales Rumpfnetz auf Übertragungsnetzebene wird durch die nationalen Übertragungsnetzbetreiber so früh wie möglich im Prozess aufgebaut, um den überregionalen Transport von Energie möglichst schnell freizuschalten und das deutsche Übertragungsnetz möglichst frühzeitig wieder in das europäische Verbundsystem einzugliedern. Für die Wiederversorgung der Kunden im zunächst sub-/nationalen Versorgungswiederaufbau stehen auch in dargebotsschwachen Zeiten gesicherte Leistung und Energie im benötigten Umfang hinreichend schnell zur Verfügung. Es existieren klare Maßgaben zur Priorisierung der Versorgung und zur Solidarität der Versorgung zwischen Regionen, sobald netz- und systemtechnische Erfordernisse nicht mehr dominant sind.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Ein geeignetes Beschaffungskonzept ermöglicht es, dass jedem Übertragungsnetzbetreiber in adäquater Anzahl, Verteilung und Redundanz schwarzstartfähige Anlagen für den Netzwiederaufbau zur Verfügung stehen. Die Schwarzstartanlagen bevorraten Energie in adäquatem Umfang.
• Aufgrund der fluktuierenden Leistungsbereitstellung der Erneuerbare-Energien-Anlagen sind geeignete definierte Anforderungen für ihre Einbindung in Wiederaufbaukonzepte erforderlich.
• Die schwarzfallfeste Kommunikation und Koordination zwischen bestimmten Erzeugungs-/Verbrauchsanlagen und Netzbetreibern muss gesichert sein.
• Die Rollen und Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber im Netz- und Versorgungsaufbau müssen der zunehmenden Dezentralität der Erzeugung Rechnung tragen und weiterentwickelt werden. Der zügige Versorgungswiederaufbau in allen Verteilnetzen erfolgt unter der Koordinierung der Übertragungsnetzbetreiber. Es existiert eine geeignete Schnittstelle zu den nachgelagerten Verteilnetzbetreibern. Der Übertragungsnetzbetreiber ist über die aktuelle Situation und Potenziale in den Verteilnetzen informiert.
• Erneuerbare-Energien-Anlagen, die über netzbildende Stromrichter in das Verteilnetz einspeisen, müssen einen essenziellen Beitrag zur Systemstabilität leisten. Ihre Fähigkeit, Teilnetze zu betreiben, kann für den robusten Betrieb von Inselnetzen im Verteilnetz bei Störungen nutzbar gemacht werden. Hierzu muss u. a. eine ausreichende Frequenz- und Spannungsregelfähigkeit in den Netzinseln vorhanden sein. Im Verteilnetz müssen Aggregationssysteme etabliert werden, die insbesondere im Netz- und Versorgungswiederaufbau eine Beteiligung der Vielzahl an dezentralen Erzeugungsanlagen und Speichern am Wirkleistungsmanagement ermöglichen (z. B. Netzregler im Verteilnetz, Flächenkraftwerk etc.).

Schwankungen der Leistung, beispielsweise aufgrund überregionaler Leistungstransite und extremer Schwankungen der Umweltbedingungen, sowie Leistungssprünge aufgrund marktlichen Verhaltens werden beherrscht. Diese werden in Zukunft vor allem durch eine höhere Fluktuation und Regionalität der Erzeugung bedingt, aber auch durch verändertes Verbraucherverhalten.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Durch eine hohe installierte Leistung von Photovoltaik- und Windanlagen kommt es zu großen Gradienten bei Sonnenauf- und -untergang sowie Windfronten, die bei heutiger zeitlicher Auflösung der marktlichen Produkte (1/4 h) zu großen Regelleistungsbedarfen führen können.
• Die potenziell hohe Gleichzeitigkeit von Leistungssprüngen von Anlagen mit leistungselektronischen Stromrichtern bei Beginn und Ende der marktlichen Einspeisung („Stundensprünge“) muss beherrscht werden. Eine Gleichzeitigkeit von Leistungssprüngen kann auch durch das An- und Abfahren von Windkraftanlagen beispielsweise aufgrund von Immissionsschutzauflagen entstehen. Sie müssen im Vorhinein vermieden oder begrenzt werden. Es entstehen zusätzliche Bedarfe für wirksame Rampenvorgaben für zulässige Leistungsgradienten.
• Durch höhere Leistungsschwankungen entstehen zusätzliche lokale Bedarfe für dynamische Blindleistung zur Spannungshaltung und -stabilisierung. Währenddessen sinkt der Anteil der konventionellen Kraftwerke für die Bereitstellung der dynamischen Blindleistung.

Trotz zunehmender regionaler und überregionaler Leistungstransite ist die Systemstabilität auch im Fall von schweren Systemstörungen wie System-Splits gewährleistet. Für die Vielzahl möglicher Netzstörungen werden repräsentative Auslegungsfälle definiert. Anhand dieser kann eine Bedarfsbestimmung für die Wahrung der Systemstabilität erfolgen.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Die Beherrschung eines Ausfalls höherer, europaweiter Leistungstransite führt zu einem deutlich höheren Bedarf an Momentanreserve als der normative Ausfall. Der Momentanreservebedarf für diesen Fall muss ermittelt werden. Weiter muss ermittelt werden, welche Stabilisierungsmechanismen die Momentanreserve dann ablösen. Hier soll eine sinnvolle Mischung schneller Regelleistung, der Über-/Unterfrequenzregelung, des sogenannten „Limited Frequency Sensitive Mode“ (LFSM) und des Lastabwurfs ermittelt werden.
• Die Anforderungen zur Sicherstellung der Stabilität betreffen das gesamte europäische Verbundsystem. Dies erfordert die Abstimmung der Systemparameter wie z. B. Momentanreserve, Wirkleistungsstellgeschwindigkeiten, Spannungsregelung, Schutz- und Regelkonzepte, wie auch eine übergreifende Koordination.
• Die Bedeutung der Primärregelung von frequenzabhängigen Verbrauchs- und Erzeugungsregelungen bei Über- und Unterfrequenz wird zunehmend wichtiger.

Der Transportbedarf in den Stromnetzen erhöht sich und wird aufgrund von marktbasierten überregionalen Leistungstransiten, Sektorenkopplung oder der Dezentralisierung volatiler. Neben der Beschleunigung des notwendigen Netzausbaus wird das Bestandsnetz höher und gleichzeitig sicher ausgelastet (beispielsweise mittels Lastflusssteuerung, kurativen Netzbetriebs, witterungsabhängigen Freileitungsbetriebs, dynamischer Stabilitätsanalysen etc.).

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Es ist zu prüfen, welche Zielvorgabe die langfristige Netzplanung zu verfolgen hat und welcher Anteil (z. B. an zu erwartenden Engpässen) über Betriebsführungsansätze bei gleichbleibender Systemsicherheit und Robustheit abgedeckt werden kann bzw. abzudecken ist.
• Der statische und dynamische Blindleistungsbedarf der Netze nimmt durch die stärkere Belastung der Leitungssysteme deutlich zu. Die koordinierte Blindleistungsregelung wird daher zunehmend wichtiger. Statische und dynamische Blindleistungsquellen müssen zu jeder Zeit zur Verfügung stehen.
• Die Anforderungen an die Betriebsführung und die netzebenen- und regelzonenübergreifende Zusammenarbeit nehmen deutlich zu.
• Kurative Betriebsführung soll stufenweise und auf unterschiedlichen Netzebenen eingeführt werden und die bestehenden Engpassmanagementprozesse ergänzen.

Alle relevanten Erzeugungs- und (regelbaren) Verbrauchsanlagen, Speicher und Netzbetriebsmittel auf allen Spannungsebenen sind über eine sichere IKT-Infrastruktur angebunden und können netzdienlich eingesetzt werden. Eine Kopplung mit anderen Energiesektoren wird unterstützt und Synergien ermöglicht. Die Potenziale der Digitalisierung und Flexibilisierung werden aktiv genutzt.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Der Betrieb des Stromnetzes erfordert die Ausnutzung von Flexibilität, insbesondere in den Verteilnetzen. Dazu muss so viel flexible Leistung wie möglich steuerbar gemacht werden. Eine geeignete und sichere IT-Kommunikation muss dafür zur Verfügung stehen.
• Durch den Einsatz von netzdienlicher Flexibilität können der Netzbetrieb unterstützt und Netzkapazitäten im Verteilnetz optimiert genutzt werden. Hierfür müssen planerische und regulatorische Voraussetzungen geschaffen und Zielkonflikte mit dem Energiemarkt gelöst werden.
• Um Flexibilität präventiv und kurativ (Spitzenkappung, Redispatch, § 14a EnWG etc.) sicher abrufen zu können, nimmt die Komplexität der Betriebsführung zu. Insbesondere in Störungssituationen erhöht sich dabei der Kommunikationsbedarf zwischen den Netzebenen.
• Neue Verbraucher können insbesondere bei rein marktlicher Optimierung lokal zu hohen Leistungsspitzen führen.
• Für die Erbringung von Systemdienstleistungen durch Verbraucher wie Elektrofahrzeuge und Power-to-X-Anlagen bedarf es weitergehender technischer Spezifikationen.
• Sowohl der Netzanschlusspunkt als auch das Anlagenverhalten von Elektrolyseuren müssen so ausgelegt werden, dass auch bei hohen Elektrolyseleistungen und Volllaststunden die Systemstabilität stets sichergestellt ist.

Der Systembetrieb ist resilient gegenüber Störungen der IKT-Infrastruktur, der primärtechnischen Hardware und der Schutzsysteme. Robuste Regelungs- und Kommunikationskonzepte sichern gegen Cyberangriffe und andere Störungen in den IT-Systemen ab.

Herausforderungen, die mit diesem Bereich verbunden sind:

• Die Robustheit bei Störungen der IKT-Infrastruktur wird in allen Bereichen des Energiesystems wichtiger. Zur Beherrschung der Folgen von Cyberangriffen und großflächigen IT-Problemen muss das System mit dem Ausfall der Kommunikation zu einer Vielzahl von Netznutzern umgehen können (Security by Design). Eine hohe Resilienz des Energiesystems muss gegeben sein.
• Im Fehlerfall (z. B. Ausfall der Kommunikation) braucht es für alle systemrelevanten Prozesse und Tools Rückfallebenen, die temporär einen eingeschränkten, aber weiter stabilen Systembetrieb erlauben. Der mindestens sicherzustellende Versorgungsumfang für diesen eingeschränkten Systembetrieb bestimmt Art und Umfang der Reserven und Systemdienstleistungen.

Verbindende Prozesse der Systemstabilität sind Prozesse, welche nicht einem Themenfeld exklusiv, sondern mehreren Themenfeldern zuzuordnen sind. Die verbindenden Prozesse adressieren themenfeldübergreifende Anpassungen, Weiterentwicklungen oder Festlegungen.

Im Rahmen der Roadmap Systemstabilität liegt der Fokus der Betrachtungen vor allem auf dem Kurzzeitbereich. Konkret sind die Frequenzphänomene von wenigen Millisekunden bis wenige Sekunden nach einer Änderung relevant, weil diese in besonderer Weise von dem Wandel der Erzeugungsstruktur betroffen sind.

In Zukunft müssen die neu ins Netz integrierten Anlagen für die Spannungshaltung ertüchtigt werden. Zudem sind durch die räumlich sehr unterschiedlichen Bedarfe an die Spannungshaltung erhebliche Koordinierungsmaßnahmen erforderlich.

Bei einem hohen Anteil von stromrichterbasierten Anlagen im Netz kann es aufgrund der Art und Weise, wie diese Anlagen den Strom ins Netz einspeisen, zu unerwünschten Schwingungen kommen.

Der Wandel der Erzeugungsstruktur beeinflusst das Kurzschlussstromniveau. Ein Kurzschlussstrom darf nicht zu hoch sein, da es sonst zu Schäden an Betriebsmitteln kommen kann. Gleichzeitig muss ein minimaler Schwellenwert erreicht werden, damit Schutzschalter zuverlässig auslösen können.

Stromrichterbasierte Anlagen weisen im Gegensatz zu Synchrongeneratoren keine direkte mechanische Kopplung mit dem Netz auf. Mit einer zunehmenden Durchdringung muss daher zukünftig berücksichtigt werden, wie der Synchronismus im Netz erhalten werden kann.

Dem Bereich der Betriebsführung werden insbesondere die organisatorischen und operativen Aspekte und Aufgaben zugeordnet, die die Netzbetreiber zur Gewährleistung eines sicheren und resilienten Netzbetriebs berücksichtigen müssen.

Im seltenen Fall einer extremen Störung ist ein koordiniertes Vorgehen zwischen den Netzbetreibern für den Netz- und Versorgungswiederaufbau notwendig. Im Rahmen der Roadmap Systemstabilität wurden die Herausforderungen beim Netz- und Versorgungswiederaufbau im Zusammenhang mit der sich ändernden Verbrauchs- und Erzeugungsstruktur berücksichtigt.