Die digitalisierte Stromversorgung der Zukunft: Dezentral, flexibel und marktgetrieben – oder ausgebremst durch den Regulierungsrahmen?

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Die Digitalisierung wird die Stromnetze und den Stromhandel spürbar verändern: Wenn künftig Millionen dezentraler Anlagen und Verbraucher miteinander kommunizieren, wird es umso wichtiger, die Stromversorgung effizient und sicher zu steuern. Eine wichtige Rolle dabei spielen die vielen neuen Netznutzer. Marius Buchmann (Jacobs University Bremen) erklärt, wie sie das System stabil halten und flexibilisieren können und warum marktbasierte Instrumente der Schlüssel für eine zuverlässige digitalisierte Stromversorgung sind. Oliver Kopp (MVV Energie) zeigt die Hürden bei der Schaffung solcher digitalisierten Flexibilitätsmärkte auf. Die Fokussierung auf Angebotsoptionen reiche nicht aus. Auch die Nachfrage müsse stimuliert werden, zum Beispiel durch ökonomische Anreize für Netzbetreiber, damit diese Flexibilitätsdienstleistungen nutzen. Im aktuellen Regulierungsrahmen setzen Netzbetreiber sonst lieber auf Netzausbau oder Abregelung von Erneuerbaren.


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„Das digitalisierte Stromsystem der Zukunft – der Bedarf an marktbasierten Koordinationsmechanismen steigt“


Den Stromnetzen und deren Betreibern kommt im Energiesystem eine Schlüsselrolle zu. Die Anforderungen an die Netzbetreiber ändern sich jedoch zunehmend, insbesondere durch die fortschreitende Digitalisierung.

Kern eines digitalisierten Stromsystems ist, dass die angeschlossenen Stromgeräte digital vernetzt werden oder schon sind. Dies beginnt bei kleineren Verbrauchern wie mobilen Endgeräten, geht aber schon heute darüber hinaus, wenn etwa die Wärmepumpe mit der lokalen Photovoltaikanlage und dem stationären Batteriespeicher kommuniziert. Zukünftig könnten noch viel mehr kleinere Geräte miteinander kommunizieren und damit auf externe Signale wie Wetter, Preise etc. reagieren. Dazu werden die Netznutzer verschiedene IT-Systeme nutzen. Dies führt unter anderem dazu, dass die bisher geschlossenen IT-Systeme der Netzbetreiber nicht mehr die einzigen Zugänge zu einer Vielzahl an netzgebundenen Anlagen darstellen. Die Digitalisierung wird also primär durch die Stromnutzer getrieben, nicht durch die Netzbetreiber.

Da die miteinander verbundenen Netznutzer fähig sind, auf externe Signale zu reagieren, werden diese zunehmend relevant für die Wahrung der Stabilität des Stromnetzes. Doch wie soll die Koordination zwischen Netznutzern und Netzbetreibern zukünftig organisiert werden, und welche Bereiche müssen genau gesteuert werden?

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Die vielen kleinen Netznutzer koordinieren, um das System stabil zu halten

Zunächst geht es darum sicherzustellen, dass die beteiligten Akteure ihre Handlungen abstimmen. Dadurch wird vermieden, dass sie die Systemstabilität durch unkoordinierte Handlungen gefährden. Solche Situationen können zum Beispiel dann auftreten, wenn die vernetzen Geräte auf identische externe Parameter wie etwa Sonneneinstrahlung oder Preissignale reagieren und Gleichzeitigkeitseffekte auftreten, die je nach Netztopologie zu Engpässen führen können. Je mehr Anlagen digital vernetzt sind und durch externe Parameter bestimmt werden, desto stärker können diese das Stromnetz beeinflussen – in positiver oder negativer Weise. Gleichzeitig beinhaltet die digitale Vernetzung aber auch die Chance, die Netznutzer zukünftig aktiv in Prozesse zur Wahrung der Systemstabilität einzubeziehen. Dafür müssen sie sich eng mit dem Netzbetreiber abstimmen.

Grundsätzlich kann zur Koordination sowohl auf ordnungsrechtliche Maßnahmen wie Abregelungsmechanismen als auch auf marktbasierte Abstimmungsprozesse zurückgegriffen werden. Solche marktbasierten Konzepte werden zwar aktuell bereits zur Systemstabilisierung im Übertragungsnetz eingesetzt, jedoch nicht auf der Verteilnetzebene. Darüber hinaus beziehen sie bisher kaum die kleineren, zunehmend digital vernetzen Netznutzer mit ein. Um in Zukunft Systemstabilität zu gewährleisten, müssen diese Akteure jedoch eingebunden werden.

Vorteile von marktbasierten Instrumenten

Geht man davon aus, dass die Netzbetreiber das Netznutzerverhalten zunehmend mit den aktuellen Gegebenheiten im Stromnetz abstimmen müssen – etwa um Netzengpässe zu vermeiden –, dann werden marktbasierte Instrumente immer wichtiger. Dazu zählen etwa standortbezogene Netznutzungsentgelte, die je nach Lage des Netznutzers und der Netztopologie variieren, bedingte Netzanschlussbedingungen, die dem Netzbetreiber einen gewissen Einfluss auf die lokale Einspeisung von dezentralen Erzeugern gegen eine geringere Anschlussgebühr gewähren, oder Flexibilitätsboni, die letztlich eine Zusatzzahlung des Netzbetreibers an die Netznutzer im Fall von netzdienlichem Verhalten darstellen.

Marktbasierte Instrumente haben gegenüber regulatorischen Ansätzen den wesentlichen Vorteil, dass sie den Wert des Strombezugs (bzw. die Erbringung von Dienstleistungen für den Netzbetreiber) für die kleinteiligen vernetzen Anlagen bepreisen und dadurch eine effiziente Abstimmung zwischen Netznutzern und Netzbetreibern ermöglichen. Regulatorisch lässt sich der Wert des Strombezugs bzw. der Dienstleistung, der sich von Anlage zu Anlage unterscheidet, hingegen nicht erfassen. In einem regulatorischen System würden daher die Potenziale, die sich durch die Vernetzung der Netznutzer ergeben, nicht gehoben.

Je wichtiger die vernetzten Anlagen im Verteilnetz für die Stabilität des Stromnetzes werden, desto größer wird also auch der Bedarf an marktbasierten Koordinationsmechanismen. Nur dann können dezentrale digitalisierte Stromnutzer in Zukunft ihren Beitrag zur Sicherung der Systemstabilität leisten. Die digitale Vernetzung der Netznutzer bietet außerdem potenziell einen Lösungsweg, marktbasierte Koordinationsmechanismen kostengünstig umzusetzen.

„Dezentrale Flexibilitäten für resiliente Stromnetze – ohne Nachfrage kein Markt“


Von Oliver Kopp und Alexandra Halkenhäuser

Während Strom bislang von einer überschaubaren Anzahl großer Erzeugungseinheiten produziert wurde, wird das zukünftige Energiesystem aus Millionen von Kleinanlagen, Verbrauchern und Prosumern mit Schnittstellen zum Internet of Things (IoT) bestehen. Deren Stromeinspeise- und -bezugsverhalten muss koordiniert werden, damit die Summe von Einzelentscheidungen zu einem systemischen Optimum anstatt ins Chaos führt.

Zwar fördert Digitalisierung den Aufbau resilienter, koordinierter Stromsysteme, insofern sie die Transaktionskosten für die Koordination senken und die Koordinationsgeschwindigkeit erhöhen kann. Aber Digitalisierung allein beantwortet nicht die Frage, welche Rollen und Verantwortlichkeiten den Marktteilnehmern – Netznutzern und Netzbetreibern – zukommen sollten und welche Anreize erforderlich sind. Die Jahrzehnte alte Frage, ob Energiesysteme über Märkte effizienter organisiert werden können als über zentrale Planer mit hoheitlichen Aufgaben wie Übertragungsnetzbetreiber, stellt sich erneut.

Was das Produkt Strom betrifft, können Nachfrager und Anbieter direkt ins Geschäft kommen, weil es sich um ein privates Gut handelt. Hierfür bieten Intradaymärkte bereits Anreize für das Angebot von Flexibilität. Bei der Versorgungssicherheit und Stabilität des Stromnetzes handelt es sich hingegen um ein Kollektivgut, für das es keine direkte Zahlungsbereitschaft einzelner Akteure gibt.

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Nachfrageseite: Fehlende ökonomische Anreize für Netzbetreiber

Digitalisierung lässt eine neue Marktrolle entstehen: Das Geschäftsmodell sogenannter Aggregatoren – also Unternehmen, die mit vielen Netznutzern Verträge zur Steuerung derer Anlagen (Lasten, Einspeiser) abschließen – besteht darin, einem Netzbetreiber „aggregierte“ Flexibilität als Systemdienstleistung anzubieten. Aber wer zahlt für diese Leistung? Den Netznutzern selbst fehlt aufgrund des Kollektivgutcharakters der Anreiz. Nachfrager müsste also der Netzbetreiber sein, der verantwortlich für die Systemstabilität ist. Im heutigen Regime der Anreizregulierung hat aber ein Verteilnetzbetreiber (VNB) keine ökonomischen Anreize, Flexibilitätsdienstleistungen nachzufragen.

Bisher ist das Kerngeschäft der Verteilnetzbetreiber der Bau und Betrieb von Netzen. Während Investitionen in Kupfer verzinst werden und zu langfristigen, gleichmäßigen Erlösen führen, ist eine Verzinsung für nicht-investive Flexibilitätsdienstleistungen in der Anreizregulierung nicht vorgesehen. Auch das simple Abregeln von Erneuerbare-Energie-Anlagen als Flexibilitätsoption ist für den VNB naheliegender, da er die Entschädigungen für die Anlagenbetreiber als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten jährlich und ohne Effizienzvorgaben in den Netzentgelten ansetzen kann.

Zur Lösung dieses Nachfrageproblems liegen bislang nur wenige Vorschläge vor. Eine Option: Könnten Verteilnetzbetreiber die Kosten für Einspeisemanagement und Redispatch nicht als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten geltend machen, würden deren Entschädigungen als Preisobergrenze für Flexibilitätsdienstleistungen gelten. Die VNB hätten dann einen Anreiz, die Engpassmanagementkosten zu minimieren und zu prüfen, ob verzinster Netzausbau, Entschädigung von Abregelungen oder die Nutzung von Flexibilität günstiger sind. Ein Markt kann sich bilden, der Zugriff auf Kapazitäten ist möglich und EE-Strom wird genutzt statt abgeregelt. Dieser Anreiz zur Flexibilitätsnachfrage würde verstärkt, wenn die VNB länger als nur bis zur nächsten Regulierungsperiode von Effizienzverbesserungen profitieren könnten, die sie durch Nutzung von Flexibilitätsdienst-leistungen erreicht haben.

Angebotsseite: Bietervielfalt und Transparenz als Voraussetzungen

Für eine Ausschreibung von Flexibilität durch den VNB müssen die Produkte und Pflichten definiert werden und es müsste ausreichend Angebotsliquidität vorliegen, damit nicht in einzelnen Netzknoten Marktmacht ausgeübt werden kann. Reicht das Angebot nicht aus, um lokale Netzprobleme zu lösen, muss der Netzbetreiber auf klassischen Redispatch zurückgreifen.

Bietet der Netzbetreiber nur variable Netztarife an – zum Beispiel für abschaltbare Lasten –, setzt er den Preis für das Produkt selbst, obwohl er die Kosten der dezentralen Bereitstellung von Flexibilität nicht kennen kann. Wenn der VNB hingegen das Produkt ausschreibt, erhält die billigste Option den Zuschlag. Netztarife wären daher nur das zweitbeste Instrument: sinnvoll in Situationen, in denen ein Markt nicht liquide ist.

Steigt die Nachfrage nach Flexibilität, gilt es, eine Reihe von technischen und prozessoralen Fragen zu klären. Denn um dezentrale Flexibilität effizient in der Niederspannung nutzen zu können, müssten eine Netzzustandsüberwachung aufgebaut und Netzzustandsinformationen den Marktteilnehmern zur Verfügung gestellt werden. Zur  Steuerung dezentraler Flexibilität müssen der Smart-Meter-Rollout vorangetrieben und die Datenaustausch- und Abstimmungsprozesse zwischen ÜNB, VNB und Flexibilitätsanbietern erprobt werden. Die Investition in eine Ausschreibungsplattform bleibt für den Netzbetreiber riskant: Es werden zunächst weiterhin klassische Engpassmanagementkosten anfallen.

Ob bei all dem Aufwand die marktbasierte Bereitstellung von Flexibilität am Ende tatsächlich günstiger war, ist völlig offen. Aber wir sollten den Marktmechanismen eine Chance geben, dies zu beweisen.

 

ESYS-Debatte | Januar 2020