Mehr regionale Flexibilitäten könnten Netzkosten senken

„Smart Markets“ sollen Stromnachfrage auf regionaler Ebene regeln und dadurch Netzengpässe beheben, so das Credo einer Studie von Agora Energiewende.
nach Quelle: E&M PowerNews, 22. März 2017
Agora Energiewende hat in einer Studie namens „Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetzen“ untersuchen lassen, mit welchen regionalen Maßnahmen sich Netzengpässe bewirtschaften lassen, damit es seltener zu Drosselungen und Redispatch kommt. Diese „regionale Smart Markets“ genannten Maßnahmen haben zum Ziel, bei den Stromverbrauchern in den Regionen Flexibilität zu mobilisieren, damit Netzengpässe zu reduzieren und unter dem Strich die Effizienz des Stromsystems zu erhöhen. Smart Markets sollen nach Ansicht der Studienautoren dabei nicht den bundesweiten Stromhandel ersetzen, sondern ergänzen diesen auf regionaler Ebene.
 
Eine Erkenntnis der Studie ist, dass die Herausforderungen und Lösungsansätze je nach Netzregion variieren. In Gebieten, in denen die Erzeugung von Windstrom das Netz dominiert, vermindern Smart Markets die Netzengpässe durch den Einsatz von Nachfrageflexibilitäten wie Power-to-Heat.
 
In Netzen, die von einer hohen Last und von vielen Photovoltaikanlagen dominiert werden, geht es hingegen laut der Studie darum, Engpässe durch eine hohe gleichzeitige Erhöhung der Stromnachfrage zu verringern. Das könne zum Beispiel durch aktiv gesteuerte Nachtspeicherheizungen oder das Aufladen von Elektroautos geschehen. Hierfür eignen sich eher Quotenmodelle. Diesen liegt die Idee zugrunde, dass bestimmte Netznutzer nicht per se einen Anspruch auf eine unbeschränkte Netznutzung haben. In Rahmen einer verpflichtenden oder auch freiwilligen und vergüteten Teilnahme an dem Quotenmodell weisen die Netzbetreiber dann die unter die Regelung fallenden Anlagenbetreiber an, die Leistung beziehungsweise Last ihrer Anlagen entsprechend der Netzsituation zu verändern.
 
Schrittweise Einführung von Smart Markets sinnvoll
 
Die Studie betont, dass es nicht darum geht, Smart Markets um jeden Preis einzuführen. Damit sie effizient sind, müssen sie günstiger sein als die ansonsten anfallenden Kosten für den Redispatch und das Einspeisemanagement. Deswegen stellen die hierfür gezahlten Vergütungen auch die Preisobergrenze für regionale Flexibilitätsprodukte dar. Zudem stelle sich im weiteren Verlauf der Energiewende die Frage nach dem optimalen Mix zwischen dem Ausbau der Stromnetze und dem Einsatz von Smart Markets zur Engpassbehebung – und wer die jeweiligen Kosten trägt. Dieses gilt insbesondere bei einer künftigen hohen Verbreitung von Elektroautos.
 
Für die Einführung eines Smart Marktes empfiehlt sich nach Ansicht der Studienautoren eine schrittweise Implementierung. Zu den kurzfristigen Maßnahmen zählen die Autoren beispielsweise die Implementierung des freiwilligen Quotenmodells in Teilen Süddeutschlands, verkürzte Ausschreibungsräume sowie Produktzeitscheiben am Regelleistungsmarkt. Relevante mittelfristige Maßnahmen seien die verpflichtende Bereitstellung von regionalen Fahrplänen für Erzeugungsanlagen und Flexibilitätsoptionen. Langfristig sehen die Autoren die „Koordination von bestehen Smart-Market-Modellen und Mechanismen auf europäischer Ebene und die Weiterentwicklung von Smart-Market-Modellen zur Integration weiterer Sektoren als erforderlich“.
 
Die Studie „Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetzen“ wurde von Forschern beim Beratungsunternehmen Ecofys und dem Fraunhofer-Institut für Wind- und Energiesysteme (IWES) im Auftrag von Agora Energiewende erarbeitet.
 
Autroin: Heidi Roider