VDE-Studie: RegioFlex-Konzept sichert Netzstabilität

Energiewende erfordert Neuordnung des Netzbetriebs

Die Energiewende in Deutschland hat zu erstaunlichen Erfolgen geführt; eine ganze Reihe von Problemen ist jedoch noch ungelöst. So erfordert vor allem die wachsende Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen neue Ansätze im System- und Marktdesign und eine Neuordnung des Netzbetriebs. Zudem sind durch verschiedene Fehlentwicklungen bei der Förderung der erneuerbaren Energien und diverse politische Maßnahmen Marktmechanismen teilweise außer Kraft gesetzt worden. Die „Zeche“ der Energiewende zahlt derzeit vor allem der Endverbraucher. Mit seiner aktuellen Studie „Regionale Flexibilitätsmärkte“ präsentiert der VDE neue Lösungen.  
Der Verband der Elektrotechnik e.V. (VDE) präsentiert in seiner aktuellen Studie „Regionale Flexibilitätsmärkte“ ein neues Konzept für einen regionalen Marktplatz für Energie, in dem lokale Flexibilitätsoptionen, angeboten von dezentralen Erzeugern und Verbrauchern (Prosumern), durch den Verteilnetzbetreiber nachgefragt werden können.  Grundlage des Konzepts ist ein so genanntes Ampelphasenmodell zur Beschreibung des Netzzustandes. Das vorrangige Ziel liegt darin, Flexibilitätsoptionen in kritischen Netzsituationen (gelbe Ampelphase) zu nutzen, die rote Netzsituation (physikalischer Netzbetrieb) zu verhindern bzw. in die grüne Phase (marktbasierter Netzbetrieb) zurückzukehren. 

Bereitstellung lokaler Kapazitäten
Das RegioFlex-Konzept soll eine Ergänzung des bestehenden Energiemarktes darstellen und baut auf bestehenden Strukturen auf. Unter anderem berücksichtigt es die Praxis der Ausschreibung von Regelenergie durch die Übertragungsnetzbetreiber sowie europäische Aktivitäten in den relevanten Normungsgremien. Es soll zudem auch nicht die bestehenden Großhandelsmärkte ersetzen, sondern diese um einen geeigneten marktwirtschaftlichen Mechanismus zur Bereitstellung von Flexibilität auf Verteilnetzebene ergänzen. Das Konzept orientiert sich im Design am Regelleistungsmarkt auf Übertragungsnetzebene, ergänzt um die Zuordnung zu lokalen Netzbereichen. Denn: Kritische Netzsituationen in den Verteilnetzen treten lokal auf und können auch nur durch den lokalen Einsatz von Flexibilitäten entschärft werden. Für die Bereitstellung von Flexibilitäten können Marktteilnehmer verschiedene technische Lösungen vorsehen. So können zum Beispiel Einspeiseanlagen, schaltbare Lasten, Speicher bzw. deren Kombination als Flexibilisierungspotential auf dem RegioFlex angeboten werden.

Das RegioFlex-Konzept erlaubt Nachfrage und Angebot von Flexibilitäten differenziert gemäß ihrem Netzbereich zuzuordnen und einzusetzen und leistet damit laut VDE einen wirksamen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes. Marktbasierte Mechanismen sind zudem eine erfolgversprechende Option, vorhandene Flexibilitäten möglichst effizient und kostengünstig zu nutzen und einen technologieneutralen Wettbewerb der Flexibilitäten zu ermöglichen

Neue technische Standards und Marktregeln erforderlich
Die marktbasierte Nutzung von regionalen Flexibilitätsoptionen ist laut der Studie ein wichtiger Baustein zur erfolgreichen Integration von erneuerbaren Energien in die Verteilnetze – sowohl unter Sicherheits- als auch unter Kosten- und Effizienzaspekten. Erforderlich ist dafür vor allem der Aufbau einer entsprechenden IKT-Infrastruktur: Grundlage für die Nutzung von Flexibilitäten ist die Kenntnis des Netzzustandes in kritischen Netzbereichen, und dies wiederum ist ohne die entsprechende technische Infrastruktur nicht möglich. Für deren Aufbau müssen Anreizsysteme geschaffen werden, die heute in dieser Form noch nicht bestehen. 

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Für die Umsetzung des RegioFlex-Konzepts sind jedoch nicht nur die technologischen Grundlagen zu schaffen; erforderlich ist auch eine Anpassung der rechtlichen Rahmenbedingungen. Unter anderem ist derzeit beispielsweise die Nutzung von Flexibilitätsoptionen in kritischen Netzsituationen (gelbe Ampelphase) gesetzlich nicht vorgesehen. Die heute in §14a EnWG und §9 EEG (2014) gegebenen Regeln definieren stattdessen lediglich Eingriffe in einer roten Ampelphase; hier wären demnach Ergänzungen erforderlich.
Eine weitere wichtige Aufgabe für den Gesetzgeber besteht zudem darin, eine rechtlich fundierte Grundlage für den chancengleichen Zugang der einzelnen Marktakteure – Prosumer, Smart Meter Gateway-Administrator, Aggregator, Verteilnetzbetreiber, Data Access Point Manager – zu schaffen. Dafür muss der Gesetzgeber die Rechte und Pflichten der einzelnen Marktakteure anpassen; der VDE empfiehlt zudem, Diskriminierungen durch Subventionen zu vermeiden.  

Fazit: Die anhaltenden Diskussionen zwischen Befürwortern zentraler und dezentraler Systeme zur Energieversorgung halten an. Der VDE hat diese jetzt mit dem vorliegenden Konzept „bereichert“, das die bestehenden Strukturen durch eine starke lokale Komponente ergänzt, die Gewichte im Markt jedoch unzweifelhaft verschieben würde. Die technischen Lösungen für das Konzept sind laut VDE weitgehend verfügbar; in erster Linie wird es demnach wohl darauf ankommen, inwieweit die Politik in der Lage und willens ist, es umzusetzen.

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