In den letzten Jahren hat sich eine Vielzahl an Studien, Gutachten, Positionspapieren und Projekten von relevanten Verbänden, Marktakteuren und wissenschaftlichen Institutionen mit der Integration von Flexibilität ins Stromsystem beschäftigt. Hierbei standen insbesondere die Entwicklung von dezentralen Flexibilitätsmärkten, das netzorientierte Verhalten von Prosumern sowie die Umsetzung von §14 a EnWG im Fokus.
Studienübersicht
Im Folgenden wird ein chronologischer Überblick über die Ziele und Inhalte von unterschiedlichen Arbeiten gegeben. Ein Überblick über einen Teil der analysierten Vorarbeiten ist in Abbildung 6 dargestellt. Abschließend findet eine aggregierte Bewertung der Vorarbeiten statt.
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Abbildung 6: Überblick über relevante Vorarbeiten zur Integration Einbindung von Flexibilitäten in die Verteilnetze
Im Eckpunktepapier „Smart Grid und Smart Market“ der Bundesnetzagentur (2011) wurden erstmalig Thesen vorgestellt, die zur Begriffsdefinition und Differenzierung der Diskussion rund um das Thema Flexibilitätsbereitstellung beitragen. Ein bedarfsgerechter Netzausbau bei gleichzeitiger zielgerichteter Beeinflussung von Erzeugung und Verbrauch auf Basis von Marktsignalen wird als volkswirtschaftlich sinnvoll beschrieben.
In der Roadmap „Realistische Schritte zur Umsetzung von Smart Grids in Deutschland“ des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) (2013) wurde skizziert, welche Maßnahmen bis 2022 erfolgen müssen, um intelligente Energieversorgung in Deutschland umsetzen zu können. Hierbei wurde das sogenannte Ampelkonzept entworfen, das regulatorisch berücksichtigt werden sollte. Außerdem wurde eine Novellierung und Überarbeitung von §14a EnWG und §19 StromNEV sowie eine stärkere Leistungsorientierung der Netzentgelte und die Anreizschaffung durch Ermöglichung variabler Tarife vorgeschlagen.
In der Studie „Einführung von Smart Meter in Deutschland“ der dena (2014) war das Kernziel, die Auswirkungen eines flächendeckenden Rollouts von intelligenten Zählern und
Messsystemen auf die unternehmensspezifischen Kosten, den Nutzen und die zukünftige Regulierungssituation nationaler Netzbetreiber zu quantifizieren. Es wurde die hohe Kostenintensität des Rollouts verdeutlicht und ein deutlicher Weiterentwicklungsbedarf des regulatorischen Rahmens, insbesondere der ARegV sowie des EEG, festgestellt.
In der Studie „Regionale Flexibilitätsmärkte“ des ETG/VDE (2014) wurde die konzeptionelle Ausgestaltung eines Marktmechanismus zur Nutzung regionaler Flexibilitätsoptionen bei auftretenden kritischen Netzsituationen durch den Verteilnetzbetreiber untersucht. Es wurde festgestellt, dass neue Handlungsmöglichkeiten für den Verteilnetzbetreiber – nämlich die Nutzung von lokalen Flexibilitäten über einen regionalen Marktplatz – implementiert werden sollten. Hierfür wird eine angemessene IKT-Infrastruktur und insbesondere die Kenntnis des Netzzustands benötigt. Eine Weiterentwicklung des §14a EnWG sowie der
Anreizregulierungsverordnung (ARegV) wird ebenfalls als notwendig erachtet.
2013 2015 2017
Vorarbeiten
2012 2014 2016 2018
dena E-Bridge UBA BNE dena
BDEW ETG/VDE BNetzA Agora BDEW Agora BNetzA BDEW
BNetzA dena
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Im Auftrag der Agora Energiewende hat Regulatory Assistance Project (RAP) im Gutachten
„Netzentgelte in Deutschland – Herausforderungen und Handlungsoptionen“ (2014) die aktuelle Netzentgeltsystematik auf die Energiewendetauglichkeit geprüft und Reformvorschläge
bewertet. Es wurde herausgearbeitet, dass durch Netzentgelte Flexibilität angereizt werden sollte, jedoch höhere Grundpreise oder Leistungskomponenten bei Haushaltskunden nicht zielführend seien. Es wird festgestellt, dass eine Beteiligung der Erzeuger an den Netzentgelten nicht zielführend sei.
Der Bericht der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltsystematik Elektrizität (2015) hat als Kernziel, das bestehende System sowie grundsätzliche Überlegungen zu Vor- und Nachteilen von denkbaren Entgeltsystemen zu analysieren. Es wurden folgende Änderungsmöglichkeiten bewertet: Einspeiseentgelte, Abschaffung vermiedener Netzentgelte, Stärkung der
Leistungskomponente, Beteiligung der Eigenversorger, einheitliche Netzentgelte, variable Netzentgelte, Flexibilitätsmärkte, Überarbeitung §19 StromNEV und Verringerung von Netzentgelten für Speicheranlagen. In dem Bericht wurden jeweils Vor- und Nachteile der einzelnen Änderungen diskutiert.
In dem Beitrag „Mehr Flexibilität in der Ausgestaltung der Stromnetzentgelte“ von E-Bridge und EWE (2016) wurde eine Analyse der Netzentgeltsystematik durchgeführt und neue Instrumente definiert, mit denen die Netzentgeltsystematik zukunftsfähig und langfristig robust gestaltet werden kann. Die identifizierten Instrumente umfassen die Einführung eines
Baukostenzuschusses für Einspeiser, eine bidirektionale Kostenwälzung, eine
Erhöhung/Einführung der anschlusspunktabhängigen Tarifkomponenten und die Einführung zeitvariabler Leistungspreise.
Mit der „Flexibilitätsverordnung, Umsetzung eines dezentralen Flexibilitätsmechanismus als Konkretisierung des §14a EnWG“ hat der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (2016) einen konkreten Vorschlag zur Ausgestaltung des §14a EnWG vorgelegt. Der Netznutzer erhält bei Gewährung von Flexibilität einen Bonus. Die Abregelung darf eine definierte Grenze nicht überschreiten. Der Netzbetreiber ist zur Nutzung des Instrumentariums verpflichtet und gibt Beschränkungen für den Netznutzer ex-ante vor.
Aus Sicht des Umweltbundesamtes, das 2016 die „Anforderungen der Integration der erneuerbaren Energien an die Netzentgeltregulierung“ definiert hat, bestehen verschiedene Weiterentwicklungsmöglichkeiten. Basierend auf einer Analyse, wie das Netzentgelt- und Netznutzungssystem weiterentwickelt werden soll um Flexibilität anzureizen, werden verschiedene Ansätze wie die Reform der Ausnahmeregelungen für die Industrie, die
Einführung einheitlicher Netzentgelte auf Übertragungsebene oder individuelle Netzentgelte für Stromspeicher und andere Flexibilitätsoptionen vorgestellt.
Eine detaillierte „Ausgestaltung des § 14a des EnWG“ wird auch vom BDEW (2017)
vorgeschlagen. Die zukünftige Ausgestaltung sollte sowohl Erzeuger als auch Verbraucher und hybride Anlagen (Prosumer) berücksichtigen und § 14a EnWG ein transparentes und einfaches Anreizsystem für Kunden auf Basis der intelligenten Messsysteme bieten. Außerdem sind Methoden notwendig, mit denen die Bewertung von netzorientierter Flexibilitätsnutzung als Substitut zu konventionellem Netzausbau möglich ist. Auch die technischen Anforderungen an die intelligenten Messsysteme sind zu überarbeiten, eine ausschließliche Steuerung über diese wird begrüßt.
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Ebenfalls der BDEW konkretisiert mit dem Diskussionspapier „Konkretisierung des
Ampelkonzepts im Verteilungsnetz“ die Aufteilung des Netzzustands in die grüne, die gelbe und die rote Phase. In dem Diskussionspapier werden Schwellenwerte vorgeschlagen, die jedoch durch den Verteilnetzbetreiber festgelegt werden können. Verschiedene Instrumente zum Abruf von Flexibilität (Flexibilitätenliste, Quoten/Gleichzeitigkeitsfaktoren) werden vorgeschlagen.
Auch die Vergütung der Flexibilität muss sichergestellt werden. Dies kann beispielsweise über Auktionen, bilaterale Verträge oder Prämien sichergestellt werden.
Die Deutsche Energie-Agentur untersucht in der Studie „Optimierter Einsatz von Speichern für Netz- und Marktanwendungen in der Stromversorgung“ (kurz NETZFLEX-Studie, 2017), die von der B E T, der Uni Wuppertal und Boos, Hummel & Wegerich durchgeführt wurde, die optimale Nutzung von Speichern für die Flexibilisierung des Stromnetzes. Es werden sogenannte Multi-Use-Ansätze (Kombination mehrerer Anwendungen) für Flexibilitäten analysiert. Es wird empfohlen, ein Eingriffsrecht des Netzbetreibers für flexible Lasten im Niederspannungsnetz einzuführen. Ergänzend kann eine Dynamisierung der Netzentgeltsystematik durch zeit-/lastvariable Preisbestandteile vorgenommen werden, bei der auch Flexibilitätsprodukte für das Netzengpassmanagement eingeführt werden. Der Netzbetreiber sollte investitionskosten- und betriebskostenintensive Lösungsansätze gleichwertig behandeln. Hierfür ist eine
Harmonisierung und Vereinfachung der heterogenen Regelungslandschaft notwendig.
Ecofys Germany und Fraunhofer IWES haben in der Studie „Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetzen“ für die Agora Energiewende (2017) Konzepte für sogenannte Smart Markets zur effektiven und effizienten Adressierung von Netzengpässen entwickelt und bewertet. Abhängig von den regionalen Herausforderungen eignen sich hierfür unterschiedliche Modelle wie beispielsweise Modelle mit Flexibilitätsbezug durch den Netzbetreiber oder sogenannte Quotenmodelle. Smart Markets werden als No-Regret-Option beschrieben. Ein Abbau von regulatorischen Hemmnissen ist notwendig, worunter auch eine Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen zu verstehen ist.
In „Flexibilität im Stromversorgungssystem – Bestandsaufnahme, Hemmnisse und Ansätze zur verbesserten Erschließung von Flexibilität“, einer Ausarbeitung der Bundesnetzagentur (2017), wird die aktuelle energiewirtschaftliche Debatte zum Thema Flexibilität aufgegriffen und strukturiert. Es werden verschiedene Hemmnisse zur Nutzung von Flexibilität wie beispielsweise stündliche Produkte, die aktuelle Netzentgeltsystematik oder die
Anreizregulierung identifiziert und Ansätze zur Verbesserung vorgeschlagen. Hierzu zählen die Modifikation von Engpassmanagement im Verteilnetz, die Einschränkung des lastgetriebenen Netzausbaus durch die Weiterentwicklung von § 14a EnWG sowie die stärkere Anbindung von besonderen Netzentgelten an die Netzdienlichkeit.
Die Agora Energiewende hat E-Bridge, ZWE und die TU Clausthal mit der Studie „Neue Preismodelle für Energie – Grundlagen einer Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen auf Strom und fossile Energieträger“ (2017) beauftragt. In dieser Studie wurden die derzeitigen Preisbestandteile beschrieben und bewertet sowie die zentralen Herausforderungen und unerwünschten Wirkungen des bestehenden Preisgefüges identifiziert. Verschiedene Instrumente zur Eliminierung von Fehlwirkungen wurden vorgestellt, wozu beispielsweise eine dynamische EEG-Umlage, eine Verteilung der EEG-Kosten auf weitere Sektoren oder eher kostenorientierte Tarife gehören.
Im Ergebnispapier der Taskforce Netzentgelte „Impulse zur Weiterentwicklung der
Netzentgeltsystematik“ der Deutschen Energie-Agentur (2018) wurden mit Stakeholdern aus
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der Industrie und Netzbetreibern Möglichkeiten für eine Weiterentwicklung der
Netzentgeltsystematik identifiziert und Vorschläge erarbeitet. Es wurden 12 Maßnahmen erarbeitet, die sich im Wesentlichen auf eine Überarbeitung von § 19 StromNEV beziehen.
Beispielhaft ist eine Weiterentwicklung der stromintensiven Nutzung, die Berücksichtigung der Netzanschlusskapazität in den Netzentgelten oder weiterführende Ansätze zur Erschließung lastseitiger Flexibilität zu nennen.
Zusammenfassung: Unterschiedliche Ansätze und Positionen zur Anreizung einer stärkeren Flexibilitätsnutzung
Zusammenfassend ist festzuhalten, dass die Vorarbeiten – naturgemäß – einen unterschiedlichen Fokus setzen. Neben Beiträgen, die der Strukturierung der Diskussion dienen, existiert auch eine Vielzahl an Vorschlägen zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens. Einigkeit besteht darüber, dass ein Bedarf zur Überarbeitung der aktuellen Systematik besteht, dass die Nutzung von Flexibilität sowohl beim Kunden als auch beim Netzbetreiber stärker angereizt werden muss und die sich aus dem aktuellen Rechtsrahmen ergebenden Anreize nicht ausreichen. Es wird auch übereinstimmend
festgestellt, dass ein deutlicher Ausbau an Informations- und Kommunikationstechnik notwendig ist und diese einen unverzichtbaren Baustein für die Nutzung von Flexibilität darstellt.
Die Vorschläge zur konkreten Umsetzung variieren teilweise beträchtlich. In einem Großteil der Untersuchungen werden Preisanreize zur Förderung von Flexibilitätsbereitstellung diskutiert. Die Weiterentwicklung von §14a EnWG wird sehr häufig erwähnt; auch die Überarbeitung von §19 Absatz 2 Satz 1 und 2 StromNEV wird oft aufgegriffen. Es existieren jedoch teils gegensätzliche Positionen zur Einführung von regionalen Flexibilitätsmärkten. Auch die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik sowie die Kostenwälzung (beispielsweise möglicher Einbezug von Einspeisern oder Speichern) wird unterschiedlich ausgestaltet.
Die wesentlichen Erkenntnisse aus der ausführlichen Analyse der Vorarbeiten lassen sich wie folgt zusammenfassen:
Für das Niederspannungsnetz wird insbesondere die Weiterentwicklung von §14a EnWG als Lösungsoption gesehen. Konkrete Ausgestaltungen finden sich jedoch nur vereinzelt.
Marktliche Ansätze, wie sie für höhere Spannungsebenen diskutiert und ausgestaltet werden, eignen sich für das Niederspannungsnetz aufgrund der geringen Liquidität und der somit unsicheren Verfügbarkeit nicht.
Die Auswirkungen der vorgeschlagenen Ansätze auf alle betroffenen Stakeholder (u. a. Kunde, Verteilnetzbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber, Lieferant, Aggregator, Messstellenbetreiber) werden häufig nicht detailliert analysiert.
Der erforderliche hohe Digitalisierungsgrad der Netze und die konkrete Nutzung von intelligenten Messsystemen für ein netzorientiertes Management und die hieraus folgenden Implikationen werden häufig nicht betrachtet.
Diese Erkenntnisse bilden die Basis für den Ansatz in diesem vorliegenden Gutachten.
3.2.2 Welche neuen Ansätze werden in diesem Gutachten verfolgt?
In diesem Gutachten wird untersucht, wie Anreize für eine netzorientierte Fahrweise gesetzt werden können, die einen marktorientierten Einsatz der Flexibilität aber trotzdem ermöglichen (sogenannter Multi-Use-Ansatz). Momentan existieren diverse Hemmnisse für einen marktorientierten Einsatz von Flexibilität. Durch eine Anknüpfung der Netzentgelte und staatlich induzierter Preisbestandteile an die
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Entnahmearbeit entsteht ein starker Anreiz für die Eigenbedarfsoptimierung. Unter diesen Rahmenbedingungen wird die Flexibilität nicht dem Markt zur Verfügung gestellt und zudem die Finanzierungsbasis für Netze und Umlagen erodiert.
Das Niederspannungsnetz ist am intensivsten von den dezentralen Flexibilitäten und deren
Auswirkungen betroffen. Die Netzintegration von flexiblen Verbrauchern wird deswegen im Rahmen dieses Gutachtens auf Basis der Weiterentwicklung von § 14a EnWG geprüft und eine konkrete Ausgestaltung erarbeitet. Momentan existiert keine Differenzierung im Netzanschlussbereich nach Qualität des Netzzugangs. Durch eine Differenzierung können Verbraucher stark angereizt werden, Flexibilität netzorientiert zur Verfügung zu stellen. Somit ließe sich signifikanter Netzausbau einsparen, da in Engpasssituationen durch den Netzbetreiber steuernd eingegriffen werden kann. Eine Nutzung der Flexibilität für andere Anwendungen (Multi-Use-Ansatz), ohne im Netz Engpässe zu verursachen, muss dabei weiterhin ermöglicht werden.
Ein marktlicher Ansatz ist für die Lösung von Netzengpässen im Niederspannungsnetz nicht geeignet und wird im vorliegenden Gutachten aus diesem Grund nicht betrachtet. Ursache ist die unzureichende Liquidität eines Flexibilitätsmarkts in der Niederspannungsebene: Die Folge ist die für eine
Berücksichtigung in der Netzauslegung unzureichend verlässliche Verfügbarkeit der Flexibilität und die Unmöglichkeit einer ausreichend zuverlässigen Prognose des Zeitpunkts möglicher Netzengpässe. 23 Es muss vielmehr eine ausreichende und längerfristige Verlässlichkeit des Flexibilitätseinsatzes bis ins Niederspannungsnetz sichergestellt sein, um diese netzplanerisch auch nutzen zu können. Im Mittel- und Hochspannungsnetz können marktliche Ansätze hingegen eine geeignete Option darstellen.
In diesem Gutachten werden außerdem die Auswirkungen eines netzorientierten Lastmanagements auf alle betroffenen Stakeholder analysiert und bewertet. Eine Abkehr von der Kupferplatte impliziert Handlungsbedarf vom Verteilnetzbetreiber bis zum Lieferanten. Für die Ableitung eines konsistenten Zielmodells ist es notwendig, alle wichtigen, auftretenden Auswirkungen zu identifizieren, zu
analysieren, zu bewerten und zu strukturieren.
Eine Integration der flexiblen Kunden kann nicht ohne Digitalisierung der Verteilnetze gelingen. Um die volkswirtschaftlichen Kosten dieser Digitalisierung möglichst gering zu halten, sollte das intelligente Messsystem als Basis dieser Digitalisierung verstanden werden. Durch ein netzorientiertes
Lastmanagement entstehen jedoch neue Anforderungen an diese Systeme, die im Gutachten benannt werden.