Must-run-Kapazität

Warum können Must-run-Kraftwerke nicht einfach abschalten?

Drei Ursachen können unflexiblen Betrieb begünstigen: technische Mindestlast thermischer Anlagen, gekoppelte Wärmelieferpflichten und bestimmte Systemdienstleistungen. Ein wärmegeführtes Heizkraftwerk kann ohne zusätzliche Wärmequelle oder Speicher an Stromerzeugung gebunden sein. Konventionelle Anlagen müssen für einzelne Regelleistungsprodukte oder netzstützende Eigenschaften in Betrieb bleiben. Diese Dienste erfordern aber nicht grundsätzlich fossile Erzeugung; geeignete Speicher und andere Anlagen können sie ebenfalls anbieten.

Diese Erzeugung reagiert also nicht oder kaum auf Preissignale. Trifft der unflexible Must-run-Sockel auf hohe Einspeisung aus Wind und Sonne, entsteht ein Überangebot, das die Börsenpreise drückt – bis ins Negative, wenn Erzeuger dafür zahlen, ihren Strom loszuwerden, weil Abschalten für sie noch teurer wäre. Hinter dem scheinbar irrationalen Verhalten stehen harte Kosten: Ein thermisches Kraftwerk komplett herunter- und wieder anzufahren verursacht Brennstoff-, Verschleiß- und Zeitkosten, die über mehrere Stunden negativer Preise hinweg höher sein können als die Verluste aus dem Weiterbetrieb.

Wie hängen Must-run-Kapazitäten mit negativen Strompreisen zusammen?

Unflexible Erzeugung kann bei hoher Wind- und Solareinspeisung und geringer Nachfrage negative Preise begünstigen. Die Bundesnetzagentur unterscheidet dabei netztechnisch erforderliche Mindesterzeugung vom weiteren konventionellen Erzeugungssockel, etwa aus Wärmebelieferung und Eigenversorgung. Weniger unflexible Erzeugung kann Überschüsse verringern; Häufigkeit und Tiefe negativer Preise hängen zugleich von Nachfrage, Exportmöglichkeiten und weiteren Flexibilitäten ab.

Für flexible Verbraucher und Speicherbetreiber sind Negativpreisstunden zugleich eine Chance: Wer Lasten in diese Stunden verschieben oder Speicher dann laden kann, kann bei passenden Markt- oder Lieferverträgen profitieren; Netzentgelte, Abgaben und Speicherverluste sind mitzurechnen. Das Verständnis des Must-run-Sockels hilft einzuschätzen, wie sich Häufigkeit und Tiefe solcher Preisphasen entwickeln dürften.

Die typische Konstellation für negative Preise sieht so aus: ein sonniger, windiger Feiertag mit geringer Nachfrage, hoher EE-Einspeisung – und darunter der Must-run-Sockel aus Heizkraftwerken, Anlagen mit Systemdienstleistungspflichten und Kraftwerken in Mindestlast. Da dieser Sockel nicht auf den Preis reagiert, muss der Preis so weit fallen, bis genügend flexible Nachfrage aktiviert oder flexible Erzeugung abgeschaltet ist. Ein größerer unflexibler Sockel kann diesen Druck verstärken; eine feste Beziehung zu Dauer oder Preistiefe besteht nicht.

Wie lässt sich der Must-run-Sockel verringern?

Die wichtigsten Hebel setzen an den drei Ursachen an:

• Wärmespeicher und Power-to-Heat in Fernwärmesystemen entkoppeln Strom- und Wärmeerzeugung – das Heizkraftwerk kann Strompausen einlegen, während der Speicher die Wärme liefert
• Abgesenkte Mindestlasten durch technische Nachrüstung erlauben es Kraftwerken, in Überschussphasen tiefer herunterzufahren
• Geeignete Wechselrichter und Batteriespeicher können Blindleistung und weitere Systemdienstleistungen übernehmen. Netzbildende Eigenschaften und entsprechende Regelung sind für einen Ersatz bestimmter stabilisierender Funktionen gezielt auszulegen; ein gewöhnlicher Wechselrichter ersetzt sie nicht automatisch.

Für Betreiber von KWK-Anlagen ergibt sich daraus eine konkrete Prüfaufgabe: Ob sich eine Flexibilisierung – typischerweise ein Wärmespeicher, ergänzt um Power-to-Heat – über die Vermeidung von Verlusten in Negativpreisstunden refinanziert. Mit zunehmender Zahl solcher Stunden verbessert sich die Rechnung tendenziell; Förderbedingungen, technische Grenzen und die Wärmeversorgung sind gesondert zu prüfen. Eine anlagenspezifische Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis der eigenen Wärmelastgänge ist der richtige Startpunkt.