Bild: © Bruno Maul/Allgäustrom

Regionale Flexibilitätsmärkte im Visier

Erste Initiativen von Verteilnetzbetreibern zur Gestaltung von regionalen Flexibilitätsmärkten laufen an. Doch die Regulierung passt nicht.

Über regionale Plattformen Flexibilitäten heben und damit Netzausbau verringern, Kosten sparen und neue Geschäftsmodelle entwickeln: Diesen Ansatz verfolgen „Regioflex Markt Nord- und Mittelhessen“ und „Enko – die Plattform zur verbesserten Integration von Grünstrom ins Netz“. Initiatoren sind die Energienetz Mitte GmbH aus Kassel sowie die Schleswig-Holstein Netz AG aus Quickborn. Beide Initiativen werden im Rahmen des Förderprogramms Sinteg (Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende) vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Doch die Regulierung behindert die Umsetzung, wie sich auf der Conexio-Tagung „Zukünftige Stromnetze für erneuerbare Energien 2018“ am Dienstagnachmittag in Berlin zeigte.

In Zusammenarbeit mit der Uni Kassel ist die Energienetz Mitte dabei, das Konzept für einen regionalen Flexibilitätsmarkt zu entwickeln. „Die Idee ist, dass jede ansteuerbare Anlage an dem Markt teilnehmen kann und ein aufwendiger Netzausbau bis zum letzten Kilowatt vermieden wird“, erläuterte Nicolas Spengler das Konzept. Über eine diskriminierungsfreie Handelsplattform soll die jeweils am besten geeignete Flexibilitätsoption zum Zuge kommen. Kleinanlagen sollen allerdings über Aggregatoren gebündelt werden, auch um die nötige Präqualifikation kosteneffizient umzusetzen. „Doch unter den jetzigen Rahmenbedingungen ist ein solches Konzept nicht umsetzbar“, sagte Spengler.

Kostenvorteile über eingesparte Netzentgelte weitergeben

Dies gilt auch für den Ansatz der Enko-Plattform, wie Stefan Gehler von der Schleswig-Holstein Netz AG einräumen musste. Hierbei geht es darum, lokale erneuerbare Energien effizienter ins Stromnetz zu integrieren und vor Ort besser nutzbar zu machen, zu nutzen und ins Netz zu integrieren und damit die Abriegelung vor allem von Windkraftanlagen zu verhindern. „Ziel ist, lokale sektorenübergreifende Flexibilitätspotenziale in die Lage zu versetzen, mehr lokal erzeugten erneuerbaren Strom vor Ort zu nutzen“, so Gehler. Die Netzbetreiber müssen ihre Engpässe in ihrem Netz prognostizieren, um ihren Bedarf an zusätzlichen Lasten auf der Enko-Plattform auszuschreiben.

Als neutrale Koordinationsplattform vermittelt Enko am Vortag (day ahead) die vom Anschlussnetzbetreiber ausgewählten, zur Behebung der Netzengpässe geeignetsten Flexibilitätsangebote. Energie wird dabei nicht gehandelt. Der Flexibilitätsanbieter beschafft sich die Energiemenge für die benötigte zusätzliche Last über die etablierten Energiemärkte. Als Anreiz werden ihm die statischen Strompreisbestandteile (Abgaben, Umlagen und Steuern) erlassen. „Wenn wir 15 Prozent des Einspeisemanagements reduzieren, können wir acht Millionen Euro einsparen und dies in Form von reduzierten Netzentgelten an unsere Kunden weitergeben“, sagte Gehler. Für den Forschungszeitraum bis 2020 ist dies durch eine spezielle Sinteg-Verordnung möglich. Ob dies jedoch danach weitergehen kann, ist derzeit offen. (hcn)