-
Netzengpässe sind in manchen Regionen die neue Normalität. Ihre Behebung bedarf regionaler Flexibilität. Das sind die Lehren aus den steigenden Redispatch- und Windstromabregelungsmengen. Ergänzend zum bundesweiten Strommarkt sind deshalb neue regionale Smart Markets notwendig.
Sie haben zum Ziel, regionale Flexibilität zu mobilisieren und damit die Effizienz des Systems zu erhöhen. Sie dienen der Vermeidung und Behebung von Netzengpässen. Damit reduzieren sie Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen.
-
Die Netzregionen stehen vor unterschiedlichen Herausforderungen, deswegen eignen sich unterschiedliche Smart-Market-Modelle je nach Netzregion.
In winddominierten Gebieten entlasten Smart Markets Netzengpässe durch den Einsatz von Nachfrageflexibilitäten wie Power-to-Heat. Hier eignen sich Modelle mit Flexibilitätsbezug durch den Netzbetreiber. In last- und photovoltaikdominierten Regionen geht es darum, Engpässe durch hohe Gleichzeitigkeit von Lasterhöhung (zum Beispiel Nachtspeicherheizungen, in der Zukunft Aufladen von Elektroautos) oder von Stromeinspeisung in die unteren Verteilnetzebenen zu verringern. Hier eignen sich eher Quotenmodelle, die auch mit Sekundärmarkt ausgestaltet werden können.
-
Der Kosten-Benchmark für Smart Markets sind die derzeitigen Redispatch- und Einspeisemanagementkosten – diese müssen sie unterbieten. Deswegen stellen die hierfür gezahlten Vergütungen auch die Preisobergrenze für regionale Flexibilitätsprodukte dar.
Mittelfristig stellt sich bei einer hohen Verbreitung von Elektroautos die Frage nach dem optimalen Mix aus Netzausbau und Netzengpassbehebung – und wer dabei welche Kosten trägt.
-
Smart Markets sind eine No-Regret-Option, für deren Umsetzung regulatorische Hemmnisse abgebaut und Ansätze bereits bestehender Regelungen weiterentwickelt werden müssen.
Zentral ist hierbei auch eine Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen, da sie entscheidenden Einfluss auf die (regionale) Bereitstellung von Flexibilität haben. Vor allem sind Interaktionen mit bestehenden Strommärkten, eine Weiterentwicklung in der Netzplanung sowie in der Koordination zwischen den Akteuren bezüglich Datenaustausch und Steuerung zu beachten.
Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetzen
Entwicklung und Bewertung von Smart Markets und Ableitung einer Regulatory Roadmap
Einleitung
Auf den Strommärkten erfolgt die Preisbildung so, als ob das Stromnetz engpassfrei wäre. Im realen Netzbetrieb gibt es jedoch Netzengpässe, die die Märkte nicht abbilden. Als Folge greifen die Netzbetreiber zu Redispatch und zum Einspeisemanagement, das heißt, sie ändern die Einsatzpläne fossiler Kraftwerke und regeln Erneuerbare-Energien-Anlagen ab.
Diese Maßnahmen sind in den letzten Jahren deutlich gestiegen und haben 2015 einen neuen Rekord aufgestellt: Fast 900 Millionen Euro wurden hierfür aufgewandt. Daher stellt sich die Frage, ob solche Netzengpässe nicht sinnvoller und kosteneffizienter bewirtschaftet werden können – durch sogenannte Smart Markets. Lokale Flexibilitätsoptionen wie Power-to-Heat, Speicher und Lastmanagement könnten so zum Einsatz kommen, anstatt Strom aus Erneuerbare-Energien Anlagen abzuregeln. Bislang fehlen für die nähere Ausgestaltung von Smart Markets aber noch geeignete Modelle. Um diese Lücke zu füllen, haben Ecofys und Fraunhofer IWES verschiedene Modelle zur möglichen Ausgestaltung eines Smart Markets entwickelt. Die Ergebnisse dieser Studie liefern die Grundlage für eine strukturierte Diskussion – und wir freuen uns sehr, diese mit Ihnen fortzuführen.
Kernergebnisse
Bibliographische Daten
Downloads
-
pdf 12 MB
Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetzen
Entwicklung und Bewertung von Smart Markets und Ableitung einer Regulatory Roadmap
