V3 Energiewirtschaft

Motivation und Bedarf

Die Transformation des Energiesystems führt zu einem deutlich steigenden Bedarf an einem effizienten und zunehmend kurzfristig wirksamen Engpassmanagement. Hintergrund ist, dass der Netzausbau keine unbegrenzten Netzkapazitäten („Kupferplatte“) bereitstellt und volatile Einspeisung und flexibler Verbrauch zeitlich und räumlich sinnvoll aufeinander abgestimmt werden müssen, um das System nicht zu überlasten. Dies wird mit dem dynamischen Zubau erneuerbarer Energien, dem Ausbau von Batteriespeichern sowie dem Anschluss neuer elektrischer Verbraucher immer wichtiger. Gleichzeitig erhöhen steigende Anteile erneuerbarer Energien die absoluten Prognoseunsicherheiten in der Einspeisung, wodurch Umfang und Häufigkeit kurzfristig auftretender Netzengpässe zunehmen. Diese Entwicklung wird durch den wachsenden Einsatz von Batteriespeichern und deren kurzfristig ausgerichteten Handelsstrategien zusätzlich verstärkt.

Parallel dazu verändert sich die Struktur verfügbarer Redispatch-Potenziale: Kohlekraftwerke werden perspektivisch nicht mehr zur Verfügung stehen. Zudem nehmen die Wechselwirkungen zwischen Übertragungs- und Verteilnetz weiter zu. Das Engpassmanagement der Netzbetreiber muss zunehmend netzebenenübergreifende Rückwirkungen berücksichtigen. Die heutigen Ansätze des Engpassmanagements mit Fokus auf Redispatch von Erzeugungsanlagen und vergleichsweise langen Vorlaufzeiten stoßen vor diesem Hintergrund an ihre Grenzen und werden den zukünftigen Anforderungen nicht mehr gerecht.

Demgegenüber bestehen erhebliche, bislang ungenutzte Flexibilitätspotenziale für das Engpassmanagement bzw. ein netz- und systemorientierter Betrieb – sowohl bei Großbatteriespeichern als auch reinem Bezug. Letztere umfassen sowohl dezentrale Flexibilitäten wie Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Heimspeicher als auch zentrale Anwendungen wie Elektrolyseure und industrielles Demand Side Management.

Ziele und geplante Ergebnisse

Ziel der Task Force ist die Erstellung eines Impulspapiers, das sich an politische Entscheidungsträger*innen, die Energieversorgungsbranche – insbesondere Verteilnetzbetreiber – und die interessierte Öffentlichkeit wendet. Das Papier adressiert die oben skizzierten Herausforderungen und behandelt hierzu zentrale Fragestellungen sowie relevante Themenbereiche:

• Wie kann mithilfe von Markt und ergänzenden regulatorischen Anreizen die nachfrageseitige Flexibilität netz- und systemorientiert betrieben werden?
• Können lokale marktliche Anreize netz- und systemorientiertes und damit engpasslinderndes Verhalten fördern, um künftige Herausforderungen im Engpassmanagement effizient zu bewältigen? Dabei sind insbesondere folgende Teilfragen zu beantworten:
  • Wie kann dies technisch gelingen?
  • Wie könnten sie ausgestaltet werden, damit Flexibilitätspotentiale auf der Nachfrageseite effektiv genutzt werden können und dabei system- und netzorientiert betrieben werden? 
  • Wie lassen sich die neuen Herausforderungen, die sich aus steigenden Anteilen volatiler Wind- und Solarenergie ergeben, insbesondere in Bezug auf Prognoseunsicherheiten sowie Anforderungen an Cybersicherheit und Resilienz wirksam adressieren?
  • Wie wird mit einem konsistenten Preissignal die Wechselwirkung zwischen Verteil- und Übertragungsnetz beim Engpassmanagement adressiert? 
  • Wie müssen lokale Marktpreise und ergänzende regulatorische Anforderungen ausgestaltet sein, um modulare Betriebskonzepte zu unterstützen und damit die Resilienz des Energiesystems gezielt zu stärken?

Methodisch kann auf umfassenden Analysen und laufenden Prozesse aufgebaut werden:

• Dynamische Netzentgelte werden im Rahmen des AgNes Prozess der BNetzA umfassend analysiert. 
• Marktbasierter Bezug von Systemdienstleistungen wurde von beispielsweise SINTEG-Konsortien erprobt und aktuell im Forschungsprojekt SysStab2030 bewertet.
• Regionale Flexibilitätsmärkte sind in Studien, Pilotprojekten und regulatorischen Prozessen umfassend, aber ohne durchschlagenden Erfolg behandelt worden. 
• Eine stärkere Begrenzung oder Steuerung kurzfristiger marktlicher Aktivitäten wird im laufenden Branchendialog „Systembetrieb 2030“ des BMWE diskutiert.
• Die Koordination von Systemdienstleistungen und Systembetrieb sowie eine Weiterentwicklung der Redispatch-Prozesse, Prognosen und Engpassvorausschau, die Bilanzkreisbewirtschaftung, die Steuerbarkeit sowie die Datenqualität an den Schnittstellen zwischen Markt und Netzbetrieb werden im Rahmen der aktuellen Erweiterung der Roadmap Systemstabilität des BMWE untersucht. 

Vor diesem Hintergrund soll sich das Impulspapier auf den bislang wenig beleuchteten Ansatz lokaler Echtzeit-Marktpreise konzentrieren. Dabei sollen sowohl deren Rolle als Ergänzung oder Alternative zu den oben genannten Instrumenten als auch ihre konkrete Ausgestaltung für einen netz- und systemdienlichen Einsatz von Flexibilität, insbesondere auf der Nachfrageseite, untersucht werden.

Mitglieder und Zeitplan

Die Task Force steht Expert*innen aus verschiedenen Bereichen offen:

• Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber
• Wissenschaft und energiewirtschaftliche Beratungsunternehmen
• Vertreter*innen der Betreiber von Flexibilitätsoptionen (EE-Anlagen, Großbatteriespeicher, Elektrolyseure, Kraftwerke, DSM der Industrie, Aggregatoren dezentraler Flexibilität)

Start: Q4 2026
Dauer: ca. 6 Monate

Folgende energiepolitische Ziele sind gesetzt: 

• Unter „sicher“ verstehen wir die Sicherstellung ausreichender Erzeugungsleistung sowie eine Minimierung der Abhängigkeit von Drittstaaten.
• „Effizient“ bedeutet für uns, den energiewirtschaftlichen Rahmen für ein optimales Dispatching vorhandener Anlagen sowie für die Errichtung eines möglichst kostengünstigen und technisch geeigneten Gesamtsystems bereit zu stellen.
• Unter dem Ziel „umweltfreundlich“ sehen wir maßgeblich das sektorübergreifende Ziel der Reduzierung des CO2 Ausstoßes. Flankiert wird dieses Ziel durch die politischen Entscheidungen in Deutschland zum umfassenden Ausbau von Wind- und PV-Anlagen sowie zum Kernenergieausstieg.

Als wesentliche energiewirtschaftliche Steuerungsinstrumente zur Erreichung dieser Ziele sehen wir dabei

• das Großhandelsmarktdesign,
• die Netzentgeltstuktur,
• die Förderinstrumente für erneuerbare Energien,
• die Finanzierung der Subventionen erneuerbarer Energien sowie
• den Emissionsrechtehandel.

Die richtige Ausgestaltung dieser Steuerungsinstrumente ist folglich der Schlüssel, um ein Energiesystem zu entwickeln, das möglichst gut vorgenannte energiepolitische Ziele erfüllt.

Ganz neu ist diese Aufgabe fraglich nicht. Bereits seit über zehn Jahren werden Steuerungsinstrumente zum Ausbau erneuerbarer Energien und zum Umgang mit den Folgewirkungen entwickelt. Allerdings war es in der Anfangszeit der Energiewende wesentlich einfacher, durch Anpassung/Einführung einzelner Steuerungsinstrumente gezielt eins der drei energiepolitischen Ziele zu adressieren. Wechselwirkungen waren zunächst vergleichsweise gering. Erst in den letzten Jahren wurde immer deutlicher, dass viele der in der Anfangszeit der Energiewende gültigen Entkopplungsansätze zukünftig nicht mehr funktionieren werden.

So galt z.B. der Verbrauch lange als weitgehend entkoppelt von den Strompreisen am Großhandelsmarkt. Arbeitsabhängige Netzentgelte wurde daher – um das optimale Dispatching im Erzeugungsbereich nicht zu gefährden – nur von Verbrauchern gezahlt. Eine Option auf der Verbrauchsseite, sich diesen Netzentgelten zu entziehen, gab es aufgrund der Skalenvorteile konventioneller Kraftwerke nur in Ausnahmefällen. Die Errichtung kleiner Anlagen nur zur Stromerzeugung war in aller Regel unwirtschaftlich. Ähnlich gestaltete es sich mit den Instrumenten zur Finanzierung der Subventionen für erneuerbare Energien. Auch diese legte man auf den Verbrauch um. Dadurch, dass Skalenvorteile insbesondere bei den Photovoltaikanlagen sehr viel geringer sind und sich deren Kosten massiv reduziert haben, zeigt sich aber bereits heute ein signifikanten Einfluss von Netzentgeltstrukturen und Instrumenten zur Finanzierung der EE-Subventionen auf das Effizienzziel, das ursprünglich maßgeblich über das Großhandelsmarktdesign adressiert wurde. Gleichzeitig steht nun der Rollout von Smart Metern bevor, der die Kosten einer Abrechnung von Endkunden auf Basis realer Lastprofile erheblich reduzieren wird. Anpassungen bei den Steuerungsinstrumenten sind daher erforderlich, um Ineffizienzen zu vermeiden.

Dieses Beispiel zeigt, dass sich der energiewirtschaftliche Rahmen in den kommenden Jahren signifikant weiterentwickeln muss, um in einem wettbewerblichen Marktumfeld betriebswirtschaftliche und volkswirtschaftliche Optima eng beieinander zu halten. Dabei stehen viele Errungenschaften der Liberalisierung der Energiewirtschaft auf dem Spiel. Denn die Folge eines ineffizienten energiewirtschaftlichen Rahmens wird die Re-Regulierung der Energiewirtschaft sein, die mittelfristig zu erheblichen volkswirtschaftlichen Zusatzkosten führen würde. Der Fachbereich Energiewirtschaft setzt sich daher dafür ein, dass genau das nicht passiert.

Viele unsere Mitglieder sind eng mit der Politik vernetzt und verfügen über fundiertes energiewirtschaftliches Know-How. In halbjährigen Treffen diskutieren wir konkrete Ansatzpunkte und planen Veranstaltungen. In vertiefen Workshops bearbeiten wir teilweise unter Einbindung externer Referenten einzelne Themenfelder. Die Arbeit von Task-Forces bei der ETG unterstützen wir, in dem wir unser fachliches Know-How bei der Entwicklung von Positionen einbringen. Wir freuen uns über neue Mitglieder, die sich diesen Herausforderungen mit Interesse und Spaß nähern und offen für neue Ideen sind.

In der Debatte um die Integration erneuerbarer Energien sowie den Umgang mit Netzengpässen werden Regionalmärkte als ein den Netzausbau ergänzendes Lösungsinstrument diskutiert. Grundsätzlich kann dabei unterschieden werden zwischen Regionalmärkten,

• auf denen Erzeuger, Versorger und Verbraucher miteinander in Austausch treten und Energieprodukte mit klar definierter regionaler Herkunft gehandelt werden, und solchen,
• auf denen Netzbetreiber und Flexibilitätsanbieter in Austausch treten und netzdienliche Flexibilitätsdienstleistungen gehandelt werden, um Netzengpässe zu vermeiden.

Regionalmarktmodelle im Bereich der netzdienlichen Flexibilitätsdienstleistungen können sehr unterschiedlich ausgestaltet werden. Teilweise haben diese tatsächlich einen regionalen Handel von Strom zum Ziel, teilweise sollen sie aber auch nur ein netzdienliches Verhalten der Verbraucher anreizen bzw. herbeiführen.

In dem VDE Impuls „Regionalmärkte – Konzepte und Bewertung“ werden die verschiedenen Modelle in drei grundsätzliche Konzepte unterteilt, die sich maßgeblich darin unterscheiden, welche Anreize diese beim Netznutzer setzen. Dadurch wird die Strukturierung der unterschiedlichen Ausgestaltungsoptionen von Regionalmärkten erleichtert und ein Beitrag zur Weiterentwicklung von Instrumenten zur netzdienlichen Nutzung von Flexibilitäten geleistet.