01.06.2013 Fachinformation 216 0

ETG Task Force Regionale Flexibilitätsmärkte (RegioFlex)

Sicherung der Funktionsweise des Energieversorgungssystems durch strukturierten Datenaustausch

I. Gegenstand der Studie

Die erfolgreiche Umsetzung des angestoßenen Umbauprozesses des Energieversorgungssystems („Energiewende“), der im Wesentlichen den Ausstieg aus der Kernenergie und die Integration rege-nerativer Energie beschreibt, steht im Vordergrund dieser Studie. Sie baut auf der Energiemarktlibe-ralisierung in Deutschland auf, die auf Vorgaben der Europäischen Union basiert und deutliche Kos-tenreduzierungen aufgrund der Nutzung marktwirtschaftlicher Prinzipien zum Ziel hatte. Mit der Förderung erneuerbarer Energien in Form eines Marktanreizprogrammes (Erneuerbare Energien Gesetz - EEG) wurde der Umstieg auf eine komplett neue Grundlage bei der Energieerzeugung einge-leitet. Das adressiert zudem den Klimaschutz, welcher mit einer Reduktionsvereinbarung der CO2-Emissionen in den meisten Industrieländern einhergeht. Die bisherige Vorrangregelung für die Einspeisung erneuerbarer Energien führte infolge ihres zunehmenden Anteils an der gesamten Energiebereitstellung zu immer häufiger auftretenden Situationen, in denen zusätzlich zur Abregelung von Windkrafteinspeisungen infolge eines Überangebots zusätzlich Energie ins europäische Ausland gegen Zahlungen an die Abnehmer abgegeben werden musste. Der seit einiger Zeit stockende Ausbau des Übertragungsnetzes führt mehr und mehr zu direkten Netzeingriffen und Redispatch-Maßnahmen, welche angrenzende Netze anderer europäischer Staaten von zusätzlichen Lastflüssen aufgrund von Windeinspeisungen im Norden Deutschlands schützen sollen. Die auch weit hinter den Anforderungen an Verstärkung und Umbau zurückbleibende Umgestaltung der Verteilungsnetze schafft zusätzliche Engpässe. Hohe Fluktuationen bei der Einspeisung erneuerbarer Erzeugungsanlagen können aufgrund mangelnder Flexibilitätsoptionen nicht ausgeglichen werden. Flexible Gaskraftwerke werden aufgrund fehlender wirtschaftlicher Rahmenbedingungen abgeschaltet und stehen somit zur Netzstabilisierung nicht mehr oder nur noch teilweise zur Verfügung. Zwangsmaßnahmen wie die Änderung des §13 EnWG führen weg von der angestrebten Liberalisierung der Energiemärkte hin zu immer weiterreichenden Eingriffen der Politik. Eine aktive Beteiligung der Energienut-zer und deren angebotsorientierter Bezug aus dem Netz im Sinne einer Berücksichtigung der jeweils aktuellen Energiesituation findet infolge fehlender informationstechnischer Anbindung und auch fehlenden automatisch reagierenden Einrichtungen bei den Energienutzern noch nicht statt. Dazu fehlt es vor allem an wirtschafts- und energierechtlichen Grundlagen, um vorhandene Flexibilitäten industrieller wie auch anderer Energienutzer einbeziehen zu können. So bevorzugt der „Transmission Code 2007“, Grundlage für die Erzeugung von Regelleistung, aus historischen Gründen vor allem Erzeuger (Gasturbinen) und flächenaufwändige Pumpspeicherkraftwerke. Zusätzlich werden Einverständniserklärungen der zuständigen Bilanzkreisverantwortlichen gefordert, die jedoch aufgrund ihrer direkten Kopplung an Lieferantenbeziehungen jährlich wechseln.

Dr.-Ing. Martin Stötzer
Dipl.-Wirtsch.-Ing. Alexander von Scheven

Inzwischen nimmt die Nutzung lokal erzeugter Energie bei den Energienutzern wie auch die Direkt-vermarktung zu. Zunehmend werden Energiegenossenschaften gegründet. Beteiligungsmodelle an Erzeugungsanlagen und an Netzen gewinnen an Bedeutung, sind aber bisher nur finanzieller Art.
Eine Beteiligung in Form eines Anteils an Erzeugung oder Speicherung von Energie findet noch nicht im notwendigen Maße statt. Eine solche mess- und abrechnungstechnisch zu gestaltende Beteiligung würde aber die Identifikation mit der Energie-Infrastruktur deutlich verbessern. Damit ginge eine deutliche Aufwertung der Energienutzer einher, die dann mit entsprechender Informations- und Kommunikationstechnik ausgerüstet, eine Rolle auf Augenhöhe einnehmen könnten. Sie wären dann auch mit entsprechenden Energieassistenzsystemen in der Lage, in sogenannten Energiezellen sich im Sinne der Gesamtsystemoptimierung durch die Unterstützung bei den Systemdienstleistungen zu verhalten. Lokale Erzeugung wie auch lokale Speicherung wären auf diese Weise zusammen mit den Beteiligungen einem Energiemanagement bei den Energienutzern in exzellenter Weise zugänglich und können auf regionalen Märkten als Systemflexibilisierung angeboten und nach marktwirtschaftlichen Grundsätzen gehandelt werden. Ein in allen Energiezellen zu beachtender technischer Verhaltenscodex kann zu einer ausreichenden Systemstabilität und eine inhärente Sicherheit beitragen. Hierbei sind Konzepte hinsichtlich der Datensicherheit und –zugriffsrechte zu berücksichtigen und stringent einzusetzen.

Der wirtschaftliche Betrieb von konventionellen Erzeugungs- und Speicheranlagen kann wieder er-reicht werden, wenn die Leistungsbetrachtung die momentan vorherrschende Energiebetrachtung deutlich ergänzt und sich entsprechend finanziell auswirkt. Der beginnende Wandel der Energiever-sorgungsstrukturen muss zeitweise mit deutlichen Überkapazitäten einhergehen, da sonst die Fluk-tuationen der erneuerbaren Energien nicht beherrscht werden können. Nur so kann eine konventionelle Netzregelung die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausreichend sicherstellen. Mit zu-nehmenden Anteil erneuerbarer Energien und deren regional unterschiedlicher Ausprägung sind langfristig für die Leistungs-/Frequenz-Regelung zusätzliche netz- und marktbasierte Maßnahmen notwendig, welche den Energienutzer einschließen.

Eine wesentliche Erkenntnis aus den aktuellen Entwicklungen ist, dass die eingeführten marktwirt-schaftlichen Mechanismen zur Effizienzsteigerung weiter ausgebaut, aber zudem um eine Kompo-nente zur Berücksichtigung der physikalischen Netzsituationen (Engpassmanagement) erweitert werden müssen. Diese Komponente beschreibt die systeminhärente Flexibilität, die aufgrund fehlen-der Anreize (Rahmenbedingungen) unzureichend angewendet werden. Dies umfasst u.a. die Nutzung von Demand Side Integration, Speichern und dezentralem Einspeise- wie auch Speichermanagement.

Um allen Akteuren die Möglichkeit zu geben, die eigenen Flexibilitäten und Kapazitäten im neuen Energieversorgungssystem anbieten zu können, ist ein strukturierter und standardisierter Datenaus-tausch zwingend zwischen allen Marktbeteiligten erforderlich. Es soll eine Antwort auf die Frage ge-ben werden: Wer muss von wem, wann, wie und wie oft, welche Daten erhalten? Ziel ist die Sicher-stellung der technischen und physikalischen Funktionsweise des Energieversorgungssystems und die Schaffung einer Basis für ein System schlüssiger Marktregeln bei einem stetig steigenden Anteil an dezentral erzeugter, erneuerbarer Energie.

Eine Kopplung von Vergünstigungen für die energieintensive Industrie wäre mit der gleichzeitigen Einführung der oben geforderten Datenaustauschstrukturen im Zusammenhang einer Beteiligung zur Netzstabilität sinnvoll und richtungsweisend. Flexibilitäten regional vorhandener großer Energienutzer könnten helfen, das Stromnetz zu stabilisieren, und einen entscheidenden Beitrag zur tatsächlichen Nutzung und vollständigen Integration erneuerbarer Energien, leisten.

II. Methodik und Abgrenzung

Die Studie setzt grundsätzlich auf existierenden Arbeiten auf, die bereits unterschiedliche Entwick-lungsszenarien für den Umbau des Energieversorgungssystems beschrieben haben. Neben den Studien der ETG (Aktive Energienetze) und der ITG (Energieinformationsnetze) werden Ergebnisse der acatech, der BDEW Roadmap „Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland“ und aus den E-Energy Projekten genutzt. Des Weiteren sollen Aspekte, die im Rahmen der MaBis (Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom), der GPKE (Festlegung einheitli-cher Geschäftsprozesse und Datenformate zur Abwicklung der Belieferung von Kunden mit Elektrizität) und der Informationsplattform (edi-energy.de) entstanden sind, in dieser Studie Berücksichti-gung finden (Bild 1). Ziel hierbei ist eine weitestgehend konsolidierte Darstellung des Elektroenergiesystems bis zum Jahr 2030 abzuleiten.

Mit Blick auf regionale Flexibilitätsmärkte sollen durch eine Gap-Analyse die notwendigen Schritte identifiziert und Maßnahmen beschrieben werden, um das beschriebene Zielsystemdesign zu errei-chen. Die Märkte bauen dabei auf Netze mit entsprechenden Systemdienstleistungen auf, die den Energienutzer mit einbeziehen. Als wesentliche Grundlage ist dabei ein strukturierter Datenaus-tausch notwendig, um dem Markt die relevanten Informationen der beteiligten Akteure zur Verfügung zu stellen. Dadurch soll es ermöglicht werden, verstärkt marktbasierte Flexibilitätsoptionen zu nutzen, um die Integration regenerativer Energien unter Wahrung der Versorgungssicherheit kostenminimal zu erreichen.

Die Grundlage für die Ableitung der Aufgaben und Anforderungen an die sogenannten Smart Grids wurden im Rahmen des EU Mandats 490 in Form von Anwendungsfällen gelegt. Diesen liegt ein Smart Grid Architecture Model zugrunde, welches die Zusammenführung der unterschiedlichen Layer beschreibt. Darauf aufsetzend werden im Rahmen der Studie detailliert Prozesse für die Um-setzung von regionalen Flexibilitätsmärkten und der notwendige Informationsaustausch erarbeitet.

III. Zielgruppe

Als Zielgruppe stehen politische und unternehmerische Entscheidungsträger im Fokus. Aus den Er-gebnissen der Arbeit sollen Handlungsempfehlungen abgeleitet werden.

IV. Struktur

Im ersten Abschnitt der Studie erfolgt eine kurze Einführung in den aktuellen Stand des gegenwärti-gen Energieversorgungsystems, der politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der Herausforderungen aufgrund des derzeitigen Energiemarktdesigns. Im darauffolgenden Kapitel 2 werden die Ergebnisse aus der Arbeit des EU Mandats 490 beschrieben und die für die Studie relevanten Anwendungsfälle und Akteure vertiefend präsentiert. Ein Vergleich mit vergleichbaren Ar-beitsgruppen, z.B. IEEE, soll hier Schnittpunkte und abweichende Sichtweisen auf die Anforderungen und Aufgaben des zukünftigen Energieversorgungssystems darstellen. Hierbei kann weitestgehend auf die Arbeit der ITG- Studie Energieinformationsnetze angeknüpft werden. Die Aggregation der Ergebnisse aus anderen wissenschaftlich relevanten Studien ist Gegenstand des dritten Abschnitts. Die Synopse zielt auf eine konsolidierte Beschreibung des Energieversorgungssystems mit einem signifikant hohen Anteil erneuerbarer Energien und den daraus resultierend notwendigen Anpassungen, sowohl technisch als auch ökonomisch und regulatorisch.

Im vierten Kapitel werden die Ergebnisse der Gap-Analyse zum System- und Marktdesign präsentiert, die geeignete politische und normative Rahmenbedingungen benötigen. Wesentlicher Schwerpunkt wird hier die Beschreibung des Informationsaustauschs zwischen den involvierten Akteuren sein. Die Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen an die Stakeholder aus Politik, Wirtschaft und Wis-senschaft schließen die Studie ab.

V. Zeitplanung

Der Zeitplan stellt die Schritte zur Fertigstellung des Dokuments in zeitlichem Ablauf zueinander dar.

05/2013: Festlegung der inhaltlichen Struktur und des Szenarios Energiesystem 2030
07/2013: Erster Entwurf der Kapitel
10/2013: Kapitelkonsolidierung
01/2014: Einbauen der Kommentare aus der Gruppe und Dritter
02/2014: Gesamttext im Entwurf
04/2014: Druckfertige Version
ab 05/2014: Vorstellung der Studie

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