01.09.2014 Fachbeitrag 470 0

VDE|ETG-Studie zu regionalen Flexibiltätsmärkten veröffentlicht

ETG-StudieRegioflex-Titel

Am 3.9.2014 wurde die neue VDE/ETG-Studie "Regionale Flexibilitätsmärkte - Marktbasierte Nutzung von regionalen Flexibilitätsoptionen als Baustein zur erfolgreichen Integration von erneuerbaren Energien in die Verteilnetze" im Haus der Bundespressekonferenz in Berlin den Pressevertretern vorgestellt. Am 11.9.2014 folgte im Rahmen des Energiedialogs 2050 (Energiepolitisches Frühstück) eine Präsentation vor Bundestagsabgeordneten und Multiplikatoren im Paul-Löbe-Haus in Berlin (Bild 1). Weitere Gespräche mit der Politik haben (nach Redaktionsschluss der vorliegenden Mitgliederinformation) stattgefunden.

VDE-Mitglieder können die VDE/ETG-Studie kostenlos herunterladen. Nichtmitglieder erhalten ein gedrucktes Exemplar für 250 €. Bezug: VDE InfoCenter www.vde.com/studien

Nachfolgend erhalten Sie zusammengefasste Informationen zum Inhalt der Studie.

Bild 2: UML-Sequenz-Diagramm zum Use Case Using Flexibility (Gelbe Ampelphase)

Die Energietechnische Gesellschaft (ETG) des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. (VDE) entwickelte im Rahmen der Task Force „RegioFlex“ einen konzeptionellen Ansatz zu regionalen Flexibilitätsmärkten. Durch die Nutzung von regionalen Flexibilitätsoptionen wird eine Möglichkeit zur Reduktion des notwendigen Netzausbaubedarfs in der Verteilungsnetzebene aufgezeigt.

Zielsetzung der vorliegenden Studie „Regionale Flexibilitätsmärkte – Marktbasierte Nutzung von regionalen Flexibilitätsoptionen als Baustein zur erfolgreichen Integration von erneuerbaren Energien in die Verteilungsnetze“ ist die konzeptionelle Ausgestaltung eines Marktmechanismus zur Nutzung regionaler Flexibilitätsoptionen bei auftretenden kritischen Netzsituationen durch den Verteilungsnetzbetreiber. Die Idee bietet für lokale Erzeuger und Verbraucher die Möglichkeit, ihre vorhandenen Flexibilitäten auch netzdienlich zu vermarkten und damit eine aktive Rolle zu übernehmen. Diese Studie liefert neue Überlegungen und soll weiterführende Diskussionen zum Thema der marktbasierten Nutzung von regionalen Flexibilitätsoptionen anstoßen, so dass ein Beitrag zur erfolgreichen Integration von erneuerbaren Energien in die Verteilungsnetzebene geleistet wird.

Zusammenfassung

Deutsche Übertragungs- (ÜNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB) werden durch den rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) und vor allem durch das Wachstum der fluktuierenden Wind- und Solarenergie vor neue Herausforderungen gestellt. Nahezu 97 % der installierten Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie aus erneuerbaren Energien befinden sich in den Verteilungsnetzen. Um die Herausforderungen in der Verteilungsnetzebene bewältigen zu können, muss der Netzbetrieb angepasst und dezentraler gedacht werden. Die Nutzung und insbesondere die Konsolidierung von regionalen Flexibilitätsoptionen ist einer der wesentlichen Aspekte, die auf dem neuen Energiemarkt eingeführt werden müssen. RegioFlex ist ein Konzept für einen regionalen Marktplatz, auf dem lokale Flexibilitätsoptionen angeboten und durch den Verteilnetzbetreiber nachgefragt werden können, um diese in kritischen Netzsituationen zu nutzen.

Zielsetzung dieser Studie ist die Beschreibung der Funktionsweise und des Aufbaus eines RegioFlex inkl. des strukturierten Datenaustauschs zwischen den beteiligten Marktakteuren. Sequenzdiagramme sollen den Datenaustausch zwischen den Marktteilnehmern und dem RegioFlex veranschaulichen. Die Basis (Bild 2) des entwickelten Datenaustauschs und des regionalen Marktmodells ist die seit vielen Jahren durch die Übertragungsnetzbetreiber täglich durchgeführte Ausschreibung von Minutenreserve. Darüber hinaus wurden die Anwendungsfälle – sofern möglich – an die bestehenden generischen Anwendungsfälle der Smart-Grid-Koordinierungsgruppe CEN – CENELEC – ETSI angelehnt. Somit berücksichtigt das vorgestellte Konzept die gelebte Praxis der Ausschreibung von Regelleistung durch die Übertragungsnetzbetreiber sowie europäische Aktivitäten in den einschlägigen Gremien. Zusätzlich werden neue Anwendungsfälle erstellt und fünf Marktakteure des zukünftigen Energiemarkts benannt bzw. eingeführt.

Bild 3: Struktur und Zusammenhang zwischen Use Cases und Ampelphasen

Die relevanten fünf Marktakteure sind Prosumer, Smart Meter Gateway-Administrator, Aggregator, Verteilnetzbetreiber und Data Access Point Manager. Elementar für die Funktionalität des regionalen Marktplatzes „RegioFlex“ ist der Austausch von Stammdaten zwischen allen beteiligten Marktteilnehmern. Der Stammdatensatz besteht hauptsächlich aus dem Anlagenschlüssel, dem betreffenden Netzbereich/ Netzknoten, der installierten Leistung und der Information über eine maximal mögliche Bereitstellung von Blind- und Regelleistung. Die Gesamtheit dieser sensiblen Datensätze ist nur einer ausgewählten Gruppe von Akteuren zugänglich. Die Aktivierung von Flexibilität wird durch den strukturierten Datenaustausch zwischen den Akteuren dargestellt. Die veröffentlichten Flexibilitätsdaten umfassen den Zeitpunkt, die Dauer, die Form und den Bereich der angebotenen bzw. benötigten Flexibilität. Darüber hinaus wird die Netzsituation im Detail beschrieben und durch die Netzkapazitätsampel für jede Netzaggregationsebene mit dem Signal grün, gelb und rot klassifiziert. Die Anzahl und das Ausmaß einer Netzaggregationsebene sowie die Grenzen zwischen den Netzzuständen hinsichtlich der Netzkapazitätsampel müssen durch die Verteilnetzbetreiber individuell festgelegt und dokumentiert werden. Es wird ein konkretes Beispiel geliefert wie die Phasenübergänge der Netzkapazitätsampel gestaltet werden könnten. RegioFlex dient vorrangig dem Ziel, durch Nutzung geeigneter kostenoptimaler Flexibilitäten die rote Netzsituation „physikalischer Netzbetrieb“ zu verhindern bzw. in die grüne Phase „marktbasierter Netzbetrieb“ zurückzukehren (Bild 3).

Die gewählte Vorgehensweise ermöglicht es, dass mit den entwickelten Ideen in anderen Gremien weitergearbeitet werden kann, da die Beschreibungen aufgrund der verwendeten Norm dem europäischen Standard der Use Case-Beschreibung entsprechen.

Schlussfolgerungen und Handlungsbedarf

1. Zunehmende dezentrale Erzeugung erfordert neue Handlungsmöglichkeiten für den Verteilnetzbetreiber

  • Der weiter steigende Anteil von dezentraler Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erfordert neue Ansätze im System- und Marktdesign sowie einen Um- und Ausbau der Stromverteilnetze und eine Neuorganisation des Netzbetriebs.
  • Die reine Auslegung der Verteilnetze entsprechend der maximalen Ein-/ Rückspeisung ist dabei volkswirtschaftlich nicht sinnvoll.
  • Die Nutzung von lokalen Flexibilitäten über einen regionalen Marktplatz (RegioFlex) kann einen kostengünstigen Ansatz zur Reduzierung des Netzausbaubedarfs darstellen.
  • Der RegioFlex erlaubt dem Verteilnetzbetreiber, lokale Flexibilitäten von dezentralen Erzeugern und Verbrauchern (Prosumer) für den Netzbetrieb zu nutzen.
  • In der Studie wird davon ausgegangen, dass die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Zukunft nicht mehr einer festen Vergütung unterliegt, sondern Marktmechanismen unterworfen ist. Hier bietet RegioFlex eine zusätzliche Vermarktungsoption.

2. Nutzung von Flexibilitäten erfordert eine angemessene IKT-Infrastruktur

  • Grundlage für die Nutzung von Flexibilitäten ist die Kenntnis des Netzzustandes in kritischen Netzbereichen. Zur Ermittlung des Netzzustandes ist der Aufbau einer IKT-Infrastruktur erforderlich.
  • Gebraucht werden vom VNB zeitnahe für den Netzbetrieb erforderliche Informationen zu den kritischen Netzparametern wie z.B. Spannung, BIindleistung, Belastung in den betroffenen Netzbereichen. Erweiterungsbedarf besteht insbesondere im Mittel- und Niederspannungsnetz.
  • Voraussetzung für die Vermarktung der Flexibilitäten sind standardisierte Datenmodelle (z.B. Gesamtanlagenregister) und automatisierte Prozesse zwischen allen Marktbeteiligten (z.B. Marktkommunikation).
  • Beim Design einer IKT-Infrastruktur müssen Aspekte wie Integration verschiedener Systeme und Datensicherheit/Datenschutz berücksichtigt werden. Erforderlich ist, dass die Smart-Grid-relevanten BSI-Regeln (Schutzprofil und technische Richtlinie) um die Themen „Steuern und Regeln“ weiterentwickelt werden.

3. Der RegioFlex ist eine sinnvolle Ergänzung des bestehenden Energiemarktes

  • Vorhandene Flexibilitäten sollten möglichst effizient/kostengünstig genutzt werden. Marktbasierte Mechanismen sind hier erfolgversprechend. Der RegioFlex ermöglicht einen technologieneutralen Wettbewerb der Flexibilitäten.
  • Der RegioFlex soll dabei keineswegs 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. Flexibilitätsmärkte
  • Die Basis für den RegioFlex bildet dabei das Ampelphasenmodell zur Beschreibung des Netzzustandes. Die Nutzung der Flexibilitäten des RegioFlex findet nur in der gelben Ampelphase statt.
  • Für die Bereitstellung von Flexibilitäten können Marktteilnehmer verschiedene technische Lösungen vorsehen. So können Einspeiseanlagen, schaltbare Lasten, Speicher bzw. deren Kombination als Flexibilisierungspotential auf dem RegioFlex angeboten werden.

4. Flexibilitäten für den Verteilnetzbetrieb sind an den lokalen Netzbereich gebunden

  • Kritische Netzsituationen in den Verteilnetzen treten lokal auf und können auch nur durch den lokalen Einsatz von Flexibilitäten entschärft werden.
  • Nur durch die Verbindung zum Netzbereich kann der Einsatz von Flexibilitäten einen Beitrag zur Stabilisierung der Netze leisten.
  • Das RegioFlex-Konzept erlaubt Nachfrage und Angebot von Flexibilitäten differenziert gemäß ihrem Netzbereich zuzuordnen und einzusetzen.

5. Nutzung von Flexibilitäten durch den Verteilnetzbetreiber erfordert die Anpassung von Regulierung und Marktregeln sowie eine entsprechende Standardisierung

  • Die Nutzung von Flexibilitäten in Verteilnetzen in einer gelben Ampelphase ist zurzeit gesetzlich nicht vorgesehen. Die heute in §14a EnWG und §9 EEG (2014) gegebenen Regeln definieren nur Eingriffe in einer roten Ampelphase und müssen entsprechend ergänzt werden.
  • Darüber hinaus müssen die Kosten für die Nutzung von Flexibilitäten durch den Netzbetreiber Eingang in die Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (ARegV) finden.
  • Die heutige Regulierung sieht die Anerkennung der Investitionen für IKT nur unzureichend in der ARegV vor.
  • Mit dem Aufbau eines RegioFlex und der Vermarktung von Flexibilitäten treten neue Marktakteure und neue Produkte in den Energiemarkt ein. Hierfür muss der Gesetzgeber die Rechte und Pflichten der einzelnen Marktakteure anpassen bzw. neu beschreiben, um eine rechtlich fundierte Grundlage für den chancengleichen Zugang zum RegioFlex für dessen Akteure zu schaffen. Diskriminierung durch Subventionen sollte vermieden werden.
  • Es ist erforderlich, dass die laufenden Arbeiten der Standardisierung zur Sicherung der Interoperabilität im Smart Grid (Datenmodelle, Kommunikationsstandards) in Abstimmung mit den Entwicklungen von Marktregeln (wie bei RegioFlex) erfolgen.