23. Mai 2017: Die BNetzA hat ein Diskussionspapier zur Flexibilität im Stromversorgungssystem veröffentlicht. Damit greift sie die Debatte um das Thema Flexibilität auf und schlägt konkrete Maßnahmen vor. Deutlich wird, dass sie den Netzausbau in nahezu allen Fällen für die sinnvollste und kostengünstigste Lösung hält. Einen Flexibilitätsbedarf sieht sie nur dort, wo die Transportkapazität lokal beschränkt ist und ein Netzengpass vorliegt. Von Sarah Schweizer.

Bedarf für Flexibilität im Verteilernetz steigt

Mit dem weiteren Zubau der volatilen erneuerbaren Energien steigt der Bedarf nach Flexibilität im Stromsystem: so hat sich nach den Erhebungen der BNetzA allein in 2015 die gesamte Einspeiseleistung der volatilen Erneuerbaren in ca. 200 Stunden von einer auf die andere Stunde um mehr als 5 GW verändert. Im Jahr 2025 wird das Fünffache dieses Wertes prognostiziert (1000 Stunden). Dabei betrug die Leistungsänderung in 180 Fällen im Schnitt sogar 23 GW – für 2025 werden 420 Fälle in dieser Größenordnung erwartet. Diese Schwankungen kann der Markt aktuell jedoch offenbar gut ausgleichen, z.B. mit flexibler Fahrweise von konventionellen Kraftwerken, Im- und Export oder Speichern. Die BNetzA erwartet, dass dies auch künftig durch entsprechende Preissignale sichergestellt werden wird. Dieser Aufgabe kann der Markt jedoch dann nicht mehr nachkommen, wenn die Netzinfrastruktur nicht ausreicht, um den Strom zu transportieren. Die Folge sind Netzengpässe im Übertragungs- und Verteilnetz. Durch solche Engpässe sind allein im Jahr 2015 für Redispatch und Abregelungen von Erneuerbaren Kosten in Höhe von einer Milliarde Euro angefallen – etwa das Dreifache im Vergleich zum Vorjahr. Hier setzt die BNetzA mit ihrem Diskussionspapier an und stellt in diesen Engpassregionen einen erheblichen Bedarf für den Einsatz von Flexibilität im Verteilernetz fest.

BNetzA konstatiert zahlreiche Flexibilitätshemmnisse

Die BNetzA unterscheidet zunächst begrifflich zwischen der „Mindesterzeugung“ – also der konventionellen Einspeiseleistung, die aus netztechnischen Gründen bzw. aufgrund der Erbringung von Systemdienstleistungen erforderlich ist – und dem „konventionellen Erzeugungssockel“. Dieser umfasst preisunelastische Kraftwerksleistung, die sich nicht durch die vorgenannten Gründe erklären lässt und selbst bei negativen Börsenpreisen Strom erzeugt. Zu den Gründen hierfür hat die BNetzA zunächst die Kraftwerksbetreiber befragt. Demnach gaben knapp 80 % der Betreiber technische Grüne an. Additiv oder alternativ spielen für 50 % der Befragten entsprechende Anreize durch vermiedene Netzentgelte sowie für fast 50 % die Eigenverbrauchsoptimierung eine Rolle. Im Rahmen der sonstigen Gründe gaben zudem fast 70 % der Betreiber die Kraft-Wärme-Kopplung an, entweder aufgrund der Versorgung mit Fernwärme oder der Bereitstellung von Prozesswärme/dampf. Die Ergebnisse dieser Umfrage decken sich weitgehend mit der Analyse der BNetzA (siehe dazu sogleich).

Ansätze zur Erschließung von Flexibilität im Verteilernetz

Als zentralen Ansatz zur Hebung von mehr Flexibilität sieht die BNetzA die Etablierung eines Engpassmanagements im Verteilernetz. Dabei stellt sie sich jedoch entschieden gegen Vorschläge zu lokalen Märkten und zellularen Ansätzen, die einen Energiemengenausgleich zum Ziel haben. Nach ihrem Verständnis dient die Hebung von Flexibilität im Verteilernetz dem alleinigen Zweck, vorübergehende Netzengpässe nur so lange zu bewirtschaften, bis der Engpass durch Netzausbau beseitigt ist. Hierzu sollen den Verteilernetzbetreibern – neben der Abregelung von Erneuerbaren – weitere Maßnahmen mit engpassentlastender Wirkung, wie z.B. zu- oder abschaltbare Lasten oder Speicher, eröffnet werden. Entsprechende Regelungen finden sich auch in den Vorschlägen der Europäischen Kommission zur Neugestaltung des Strommarkts. Aktuell können Verteilnetzbetreiber auf solche marktbezogenen Maßnahmen nicht zurückgreifen; sie sind vielmehr weitgehend den Übertragungsnetzbetreibern vorbehalten. Als mögliche Ausgestaltung schlägt die BNetzA die Schaffung eines Marktes für netzdienliche Flexibilität vor. Grundlage eines solchen Engpassmanagements auf Verteilernetzebene wären aus Sicht der BNetzA entsprechende Lastflussprognosen der Netzbetreiber und Regelungen zu einer entsprechenden Vergütung für den Abruf der netzdienlichen Flexibilität sowie Regelungen zu einem energetischen und bilanziellen Ausgleich der Energiemengen. Ein Schlüsselfaktor wäre zudem ein „smart grid“ und ein intelligenter Verteilnetzbetreiber, der jederzeit über den Zustand seines Netzes informiert ist. Darüber hinaus müssten die Vorgaben zu Unbundling beachtet und hinreichende Transparenz gewahrt werden. Wesentlich sei zudem, dass eine regulatorische Gleichbehandlung aller Kosten für die Erbringung von Flexibilität durch die Anreizregulierungsverordnung gewährleistet ist. Nur so könne sichergestellt werden, dass der Netzbetreiber aus verschiedenen Optionen die effizienteste auswählt.

Beseitigung von weiteren Hemmnisse

Darüber hinaus müssten jedoch weitere Hemmnisse für Flexibilität abgebaut werden. Hier schlägt die BNetzA die Öffnung der Regelleistungsmärkte, die Nutzung der bestehenden Verordnungsermächtigung zu § 14 a Energiewirtschaftsgesetz (reduziertes Netzentgelt für steuerbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung) sowie eine stärkere Ausrichtung der individuellen Netzentgelte an der Netzdienlichkeit vor. Letztere könnten beispielsweise anhand einer Bepreisung von Knappheit im Netz ausgestaltet werden.

Insgesamt gibt die BNetzA mit dem Diskussionspapier interessante Einblicke in den statuts quo ihrer Überlegungen. Ganz entscheidend für die weiteren Diskussionen dürfte die klare Positionierung der BNetzA in Richtung eines Engpassmechanismus durch Verteilernetzbetreiber sein. Damit folgt sie insoweit den aktuellen Vorschlägen der Europäischen Kommission und macht deutlich, dass Durchgriffe vom Übertragungs- auf das Verteilernetz perspektivisch nicht die richtige Lösung sind.