Netzbetreiberkoordination im Kontext eines Flexibilitätsmarkts und der "gelben Ampelphase"

Special Smart Grids  /  Dr. Stefan Börries, EWE NETZ GmbH, Andre Herrmann, EWE NETZ GmbH, Ralf Ott, TenneT TSO GmbH, Benjamin Petters, und Jonas Höckner, Universität Duisburg-Essen

Im Rahmen des SINTEG-Projektes enera wird ein börsengestützter Flexibilitätsmarkt für regionale Wirkleistungsprodukte entwickelt. Hier können Netzbetreiber über eine Intraday-Handelsplattform der EPEX SPOT lokale netzdienliche Flexibilitäten von Anbietern kontrahieren. Für die effiziente und effektive Nutzung ist es erforderlich, dass die Netzbetreiber ihren Zugriff auf netzdienliche Flexibilitäten gemeinsam koordinieren. Der folgende Artikel stellt die relevanten Szenarien und Lösungsansätze für diese Herausforderungen vor.

Das aktuelle Strommarktdesign berücksichtigt bei der Zusammenführung von Angebot und Nachfrage auf dem Großhandelsmarkt keine Netzkapazitäten lokaler netztechnischer Betriebsmittel. In Verbindung mit dem stark gestiegenen volatilen Anteil an Erzeugung aus erneuerbaren Energien ergeben sich daher wiederholt Engpasssituationen, die durch kostenintensive Dispatchmaßnahmen seitens der Netzbetreiber aufgelöst werden müssen.

Übertragungsnetzbetreiber können im operativen Netzbetrieb zunächst netz- und marktbezogene Maßnahmen zur effizienten Behebung der Engpässe gem. § 13 Abs. 1 EnWG ergreifen. In dieser gelben Phase des BDEW-Ampelkonzepts wird insbesondere durch Redispatch die Fahrweise konventioneller Kraftwerke mit einer Leistung größer 10 MW (sogenannte Marktkraftwerke) angepasst. Wenn das Potenzial für solche Maßnahmen erschöpft ist, werden in der roten Ampelphase Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG durchgeführt. Dabei handelt es sich vor allem um Einspeisemanagement (§ 14 EEG), also die Abregelung Erneuerbarer-Energien-Anlagen, die aufgrund der gesetzlich garantierten Entschädigung der Ausfallenergie (§ 15 EEG) hohe Engpassmanagementkosten beim Netzbetreiber verursachen.

Die Gesamtkosten für Engpassmanagementmaßnahmen haben sich in den letzten sechs Jahren versechsfacht und beliefen sich im Jahr 2017 auf 1,45 Mrd. Euro (Quelle: BNetzA). Aufgrund des weiteren Ausbaus erneuerbarer Energien und des verzögerten Netzausbaus auf der Hoch- bzw. Höchstspannungsebene sowie der z. T. "schlanken" (probabilistischen) Dimensionierung des Verteilnetzes im Rahmen der sogenannten „Spitzenkappung“, wird der Bedarf an kostengünstigen Engpassmanagementalternativen zukünftig weiter zunehmen...

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