Dezentrale Erzeugungsanlagen, Batteriespeicher, Power-to-X-Anlagen sowie industrielle Lasten mit einer Nennleistung von mehr als 360 Megawatt (MW) konnten bisher schon in den Enera-Flexibilitätsmarkt im Nordwesten Deutschlands eingebunden werden, berichtet Enera-Gesamtprojektleiter Ulf Brommelmeier von der EWE.
33 Kooperationspartner aus Energiewirtschaft, Industrie, Forschung und Politik arbeiten in dem Demonstrationsprojekt mit, darunter Avacon Netz, Tennet und EWE Netz sowie die europäische Strombörse EPEX-Spot. Gefördert wird das Vorhaben im Rahmen des Forschungsprogramms Sinteg.
Abriegelungen von Erneuerbaren beim Einspeisemanagement vermeiden
Netzbetreiber können auf der Enera-Handelsplattform in Engpasssituationen ihren Bedarf an Flexibilität mit Regionalitätsbezug einstellen. Flexibilitätsvermarkter können ihre verfügbare Flexibilität anbieten, beispielsweise die Reduktion von Einspeiseleistung von Biogasanlagen oder eine Erhöhung des Strombezugs durch eine Substitution des Brennstoffes Erdgas durch Strom. "Dadurch werden harte Abriegelungen von erneuerbaren Energieerzeugern im Rahmen des Einspeisemanagements durch Netzbetreiber vermieden", so Brommelmeier.
Dies zahlt sich für Anlagenbetreiber aus, weil sie auf dem Flexmarkt eine Vergütung erhalten. Der Netzbetreiber kann hingegen die günstigere Alternative auswählen: entweder herkömmliche Engpassmanagementmaßnahmen oder Flexibilitätsangebote auf dem Enera-Flexmarkt. "Damit dies auch außerhalb des Projektrahmens für alle Beteiligten wirtschaftlich sinnvoll ist, sind jedoch noch Anpassungen der regulatorischen Rahmenbedingungen erforderlich", so Brommelmeier gegenüber der ZfK.
Vorbereitungsschritt für den Redispatch 2.0
Zudem fungiere das Enera-Projekt auch als Vorbereitungsschritt für beteiligten Netzbetreiber zur Erfüllung der künftigen gesetzlichen Anforderungen zum Redispatch 2.0 unterstreicht Brommelmeiers Kollege Tim Lüken, der das Enera-Teilprojekt Enera Netz leitet. Ab 1. Oktober 2021 müssen auch Speicher, KWK und erneuerbare Stromerzeugungsanlagen mit mehr als 100 Kilowatt Leistung in das Management von Netzengpässen einbezogen werden.
Die im Projekt Enera aufgebauten Marktmechanismen zur Nutzung lokaler, netzdienlicher Flexibilitätspotentiale stellten die beteiligten Netzbetreiber vor Fragestellungen, welche im alltäglichen Netzbetrieb nur eine Nebenrolle spielen. "Durch intensives Auseinandersetzen mit den Rahmenbedingungen des Energiemarktes wurde massives Know-how beispielsweise bezüglich Zertifizierung, Netzzustandsprognose, Netzbetreiberkoordination, Abruf oder auch der Nachweisführung aufgebaut. Dieses ist für die beteiligten Partner eine gute Ausgangslage für die Umsetzung einer regulierten präventiven Flexibilitätsnutzung im Rahmen des Redispatch 2.0", sagt Lüken.
Regulatorik bremst Flexmarkt noch aus
Allerdings klemmt es aus seiner Sicht noch bei der Regulatorik. "Der regulatorische Rahmen sollte dahingehend angepasst werden, dass auch Betriebskosten anrechenbar sind, wenn diese beispielsweise durch intelligente Netzsteuerung zur Optimierung der Netzauslastung beitragen und dadurch physischer Netzausbau reduziert werden kann. Derzeit werden fast ausschließlich Investitionskosten in Netze regulatorisch anerkannt“, so Lüken.
Zudem sollten Speicher "als eigenständige Marktrolle bzw. als vierte Säule des Energiesystems neben Erzeugung, Transport/Verteilung und Verbrauch verankert werden". Hierbei müssten Doppelbelastungen mit Abgaben, Umlagen vollständig beseitigt und das Regelwerk insgesamt vereinfacht werden.
Anschlusslösung für Post-EEG-Anlagen
"Darüber hinaus muss für Post-EEG-Anlagen bis 2021 eine Anschlusslösung gefunden werden. Diese speisen dann nicht mehr nach dem EEG ein, sondern wechseln quasi den Rechtsstatus und sind frei am Markt. Der Netzbetreiber ist kein Händler bzw. darf den Strom nicht kaufmännisch abnehmen. Unklar ist, wie z.B. mit Anlagen umgegangen werden soll, die nicht in der Direktvermarktung sind“, sagt Brommelmeier. Auch sei derzeit schwer planbar, wie lange Post-EEG Anlagen überhaupt noch am Netz seien. (hcn)
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Mehr zu beispielhaften Kooperationsprojekten von Netzbetreibern und den künftigen gesetzlichen Anforderungen zum Redispatch 2.0 finden Sie in der Mai-Ausgabe der ZfK, die am 29. April erscheint. Zur Abobestellung geht es hier.
