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< Die Energiewende findet im Verteilnetz statt
17.07.2017 11:36 Alter: 131 days

Impulse für die Koordinierung von Netzbetreibern in der digitalen Energiewende

Die Energiewende ist in vollem Gange – alle wesentlichen Transformations­prozesse der Energielandschaft gehen von den Verteilnetzen aus.


In einer kürzlich veröffentlichten Studie untersucht das renommierte Beratungsunternehmen E-Bridge Consulting praxisnah die weitere Ausgestaltung der Rolle des Verteilnetzbetreibers und die Schnittstellen im Zusammenspiel von Übertragungs- und Verteilnetz­betreiber. Zu wesentlichen Aussagen der Studie und Anforderungen an die zukünftige Ausgestaltung der Koordinierungskonzepte informieren Dr.-Ing. Henning Schuster (li.) und Dr.-Ing. Jens Büchner (re.) in einem Gastbeitrag.

Fotos: Opens external link in new windowwww.hagenwillsch.de

Bereits heute werden 30 % des gesamten Brutto­stromverbrauchs in Deutschland aus erneuerbaren Energien erzeugt, diese sind haupt­sächlich in Verteilnetzen angeschlossen.

Die politischen Ziele der Bundesregierung für eine Minderung der Treibhausgasemissionen

um mindestens 80 % können nur mit einer Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrs­sektors, Speichern und einem weiteren Ausbau an EE-Anlagen im Verteilnetz erreicht werden.

Einspeisungen, Lasten und Speicher im Verteilnetz werden zukünftig aktiver als heute am Markt­geschehen teilnehmen.

Die politischen Ziele der Bundesregierung sehen die nahezu vollständige Dekarbonisierung in Deutschland vor: Bis 2050 sollen die Treib­hausgasemissionen um mindestens 80 % reduziert werden. Es wird erwartet, dass zu diesem Zeitpunkt mehr als 60 Millionen1  neue aktive steuerbare und zum größten Teil intelligent agierende Anlagen in Verteilnetzen angeschlossen sein werden und das Energie­system prägen.

Um auch dann noch einem sicheren und zuverlässigen Netz- und Sys­tem­betrieb zu gewährleisten, müssen die Auf­gaben und Rollen der Ver­teilnetz­betreiber sowie deren Zu­sam­men­arbeit unterein­ander und ihre Koordi­nation mit Über­tragungs­netz­betrei­bern weiterentwickelt werden.

Aktives Engpassmanagement – dauerhafte Aufgabe der Verteil­netz­betreiber

Die Netzinfrastruktur im Verteilnetz ist auf geringe Gleichzeitigkeiten von Verbrauchern (ca. 10 %) ausgelegt. Durch die zunehmende Steuerbarkeit der Anlagen und perspektivisch wachsende Volatilität der Strompreise ist davon auszu­gehen, dass die Gleichzeitigkeit der Be­anspru­chung der Netzbetriebsmittel in Zukunft deutlich zunehmen wird. Simula­tio­nen, die E-Bridge anhand von realen ländlichen und städtischen Netzen durchgeführt hat, belegen dies. 

Ein Großteil der Netzengpässe treten dabei nur wenige Stunden im Jahr auf. In der BMWi-Verteilnetzstudie2 wurde bereits erkannt, dass das Netz bei einspeisebeding­ten Eng­päs­sen nicht für „die letzte“ Kilowatt­stunde aus­gebaut werden darf. Ähnliche Zusammen­hänge wurden nun auch für lastbedingte Eng­pässe gefunden. Die Erweiterung des Ein­spei­se­managements auf ein allgemeines Eng­pass­management erscheint zwingend erforderlich.

Ordnungspolitischen Rahmen für Eng­passmanagement und Automatisierung im Verteilnetz schaffen

Heute sind marktbezogene Maßnahmen nach § 13 (1) EnWG nur für den Übertragungs­netz­betreiber vorgesehen. Eine Regelung für Ver­teilnetze existiert nicht -ist aber dringend erforderlich. Entsprechende Regelungen müssen die Möglichkeit engpassbeseitigender Maßnahmen für den Verteil­netzbetreiber schaffen, die Rahmen­bedingungen festlegen und die resultierenden Kosten regulatorisch anerkennen.

Ein effizientes Engpassmanagement in Verteilnetzen erfordert einen hohen Auto­matisierungs- und Digitali­sierungsgrad, um die zukünftigen Herausforderungen zu meistern.

Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Verteil­netze allerdings in unterschiedlichem Maß betroffen sind. Die For­derung nach einer Einführung hochautomatisierter Prozesse für alle Netz­betreiber erscheint nicht sinnvoll.

Bisher hierarchisch aufgebaute Steu­er­ungs­konzepte dürfen nicht ungeprüft fortgeschrieben werden.

Primär werden die im Verteilnetz angeschlossenen Flexibilitäten3 durch die Marktakteure genutzt, um ihre kurzfristigen Positionen auszugleichen, dadurch reduzieren sie Beschaf­fungs- und Ausgleichsenergiekosten. Diese Flexibilitäten werden allerdings auch für den Systembetrieb sowie den Betrieb von Verteil- und Übertragungsnetzen benötigt. 

Im traditionellen Energiesystem war durch die Steuerungsmöglichkeiten von Großkraft­wer­ken die Einbindung der Verteilnetzbetreiber in die aktive Steuerung des Systems nicht notwendig. Mit Fortschreiten der Energiewende finden die Steuerungsmöglichkeiten aber gerade in den Verteilnetzen statt. 

Die fehlende Koordinierung zwischen Über­tra­gungs- und Verteilnetzbetreibern, führt mindestens zu folgenden drei Problemen:

Gefährdung der Netzsicherheit:

Der Abruf von Flexibilitäten im Verteilnetz kann ohne Berücksichtigung der lokalen Netzsituation zu Überlastungen führen und die Netzsicherheit gefährden.

Fehlende Synergienutzung:

Wenn gleichzeitig gleichgerichtete Flexibilität für unterschiedliche Anwendungszwecke benötigt wird, entstehen Synergiepotenziale. Ein unkoordinierter Zugriff auf die Flexibilitäten kann dazu führen, dass Synergien nicht genutzt werden und die Kosten für Netz- und Systembetrieb unnötigerweise erhöht sind.

Fehlende Kosteneffizienz: 

Die Flexibilitäten müssen heute in unterschied­lichen Märkten angeboten werden (siehe Abbildung). Dadurch entsteht eine unnötige Zersplitterung des Marktes und ein kosten­effizienter Flexibilitätseinsatz ist nicht sichergestellt.

Mindestmaßnahme zur Systemsicherheit: Einschränkungen bei der Abrufbarkeit von Flexibilitäten im Verteilnetz müssen rechtzeitig durch den Verteilnetzbetreiber signalisiert werden.

Ein sicherer Netz- und Systembetrieb erfordert, dass der Abruf von Flexibilitäten zu system- und netzdienlichen Zwecken gewährleistet werden muss. Ist die Abrufbarkeit aufgrund der Netzsituation – nach erfolgtem Einsatz aller erforderlichen Engpass­mana­gement­verfahren – dennoch eingeschränkt, so muss dies rechtzeitig den entsprechenden Marktakteuren mitgeteilt werden.

Der Verteilnetzbetreiber muss deshalb regelmäßig Netzverträglichkeitsprüfungen durchführen, um Situationen mit eingeschränkter Abrufbarkeit von Flexibilitäten rechtzeitig zu erkennen. Die Ausgestaltung der Netzverträg­lich­keitsprüfung, bspw. unter welchen Kri­terien eine „Red Flag“-Situation ausgerufen werden kann und die finanziellen Konse­quenzen muss in Zusammenarbeit mit allen Marktparteien erfolgen.

Weitere Kostensenkungen sind durch örtlich differenzierende Märkte für Flexibilitäten zu erreichen. Heute bestehen unterschiedliche Beschaf­fungs­mechanismen für die diversen Flexibili­täts­produkte. So steht für systemdienliche An­wendungszwecke (Regelleistung) ein regel­zonenweites Flexibilitätspotential zur Verfü­gung. Für Redispatch auf Übertragungs­netz­ebene lassen sich die Flexibilitätspotentiale zumindest (über-)regional substituieren. Loka­le Engpässe im Verteilnetz können jedoch nur mit lokal verfügbaren Flexibilitäten behoben werden.

Ein Marktplatz für Flexibilitäten mit örtlicher Komponente könnte die Nutzung der jeweils günstigsten Flexibilitäten fördern und damit hohe Kosteneinsparungen erreichen.  Eine erste Abschätzung liefert Kosteneinspar­potenziale von 15 bis 20 %, wenn der Verteil­netz­betreiber Zugriff auf die günstigsten Flexibilitäten hätte. Eine Umsetzung regionaler Märkte mit netz- und systemdienlichen Flexibilitäten sollte erst mittel- und langfristig angestrebt werden. Dabei ist sicherzustellen, dass die Effizienz der Großhandels-Preis­signale nicht gefährdet wird und eine ausreichende Marktliquidität bei der Preisbildung herrscht.

Opens external link in new windowwww.e-bridge.com

  • Mehr als 40 Millionen zusätzliche E-PKW, mehr als 15 Millionen zusätzliche elektrische Wärme-Lösungen und mehr als 5 Millionen zusätzliche Erzeugungsanlagen und Speicher im Verteilnetz
  • E-Bridge Consulting; Institut für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft; Offis (2014). Moderne Verteilernetze für Deutschland. Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), Bonn, Aachen, Oldenburg
  • Definition Flexibilität: Kurzfristige technische Steuerbarkeit von Wirk- und Blindleistungen

Handlungsempfehlungen für eine sichere und effiziente Koordinierung von Netzbetreibern in einer digitalen Energiewende:

Ein voll umfängliches Engpassmanagement für Verteilnetzbetreiber ist auszugestalten und einzuführen, einschließlich einer Weiterentwicklung der Planungsgrundätze. 

Die Betriebsführung von engpassbehafteten Verteilnetzen muss digitalisiert und automatisiert werden.

Ein Red Flag-Mechanismus ist einzuführen und auszugestalten. Dazu müssen sowohl die Netzverträglichkeitsprüfung als auch die daraus resultierende Beschränkung des Flexibilitätsabrufs spezifiziert und ordnungspolitisch anerkannt werden. 

Ein Markt für Flexibilitäten mit örtlicher Komponente ist perspektivisch  - insbesondere vor dem Hintergrund der Beschaffungs- und Preisfindungsmechanismen - auszugestalten Und das zu erwartende Effizienzpotential gegenüber möglichen Marktrisiken abzuwägen.