Regioflex: Lokale Kompetenzfür dezentrale Energie

Markt

Vermarktung - Die Erneuerbaren werden fast ausschließlich über das Verteilnetz eingespeist. Die VNB müssen deshalb stärker an der Integration des Ökostroms beteiligt werden, empfiehlt eine Studie des VDE. Um dies zu erreichen, sollen regionale Flexibilitätsmärkte entstehen.

13. Oktober 2014

Basis des Konzepts namens Regioflex ist ein virtueller regionaler Marktplatz, auf dem lokale Flexibilitätsoptionen angeboten und vom Verteilnetzbetreiber nachgefragt werden können. Ob und wenn ja in welchem Maße die VNB auf Regioflex zugreifen, richtet sich nach einem Ampelphasenmodell, das den Netzzustand beschreibt. Ziel ist, Flexibilitätsoptionen in kritischen Netzsituationen mit gelben Ampelphasen zu nutzen, die rote Netzsituation beziehungsweise den physikalischen Netzbetrieb zu verhindern oder in die grüne Phase mit dem marktbasierten Netzbetrieb zurückzukehren. So erhalten lokale Erzeuger und Verbraucher die Möglichkeit, ihre vorhandenen Flexibilitäten zu vermarkten und im Energiemarkt aktiv zu werden, so der VDE in einer Mitteilung.

Das lokale netz stabil halten

»Vorrangig dient der Regioflex dazu, lokale Flexibilitäten von dezentralen Erzeugern und Verbrauchern für den Netzbetrieb zu nutzen, um lokal auftretende Stabilitätsprobleme zu lösen«, sagt Alexander von Scheven, Doktorand der TU Darmstadt und Leiter der Taskforce Regioflex beim VDE. »Der Regioflex ist als Zielszenario zu verstehen. Jeder VNB, der aktuell mit den Herausforderungen der Einspeisung erneuerbarer Energien konfrontiert ist, wird sofort den regionalen Marktplatz als einen kostengünstigen Ansatz nutzen«, so von Scheven.

Im Prinzip sollte jeder Verteilnetzbetreiber am Regioflex teilnehmen.

Der Bedarf richtet sich nach dem Anteil erneuerbarer Erzeuger im jeweiligen Netzgebiet.

VNB im städtischen Bereich, wo noch keine Probleme mit der Einspeisung von Erneuerbaren auf der Tagesordnung stehen, können laut von Scheven gegebenenfalls zu einem späteren Zeitpunkt teilnehmen.

»Eine Poolung mehrerer Verteilnetz-Gebiete zu einem Regioflex wäre gerade bei der Betrachtung kleinerer VNB sinnvoll.« Um den Netzzustand zu ermitteln, ist der Aufbau einer entsprechenden IKT-Infrastruktur erforderlich: Verteilnetzbetreiber benötigen für den Netzbetrieb zeitnahe Informationen zu den kritischen Netzparametern wie Spannung oder Belastung in den betroffenen Netzbereichen.

Information und Kommunikation

Beim Design einer IKT-Infrastruktur müssen auch die Integration verschiedener Systeme und Datensicherheit berücksichtigt sowie die Smart-Grid-relevanten Regeln weiterentwickelt werden, heißt es in der Studie. Darüber hinaus besteht demnach Handlungsbedarf bei Regulierung, Marktregeln und Standardisierung, um regionale Flexibilitätsmärkte einrichten zu können. Zurzeit ist gesetzlich nicht vorgesehen, in kritischen Netzsituationen Flexibilitätsoptionen in Verteilnetzen zu nutzen. Um eine rechtlich fundierte Grundlage für den chancengleichen Zugang der Akteure zum neuen Energiemarkt zu ermöglichen, muss der Gesetzgeber außerdem die Rechte und Pflichten der einzelnen Marktakteure anpassen und Diskriminierung durch Subventionen vermeiden; so lautet eine Handlungsempfehlung der VDE-Studie.

Fünf Marktakteure

Ferner ist es laut Studie erforderlich, dass die Standardisierung zur Sicherung der Interoperabilität im Smart Grid bezüglich Datenmodellen und Kommunikationsstandards in Abstimmung mit den Entwicklungen von Marktregeln erfolgt. Im Einzelnen beschreibt das Regioflex-Konzept die Funktionsweise und den Aufbau regionaler Flexibilitätsmärkte einschließlich des strukturierten Datenaustauschs zwischen den beteiligten Marktakteuren und berücksichtigt die Praxis der Ausschreibung von Regelenergie durch die Übertragungsnetzbetreiber sowie europäische Aktivitäten in den relevanten Normungsgremien. Darüber hinaus entwirft die Studie neue Anwendungsfälle und benennt die fünf Marktakteure des zukünftigen Energiemarkts Regioflex: Prosumer, Smart-Meter-Gateway-Administrator, Aggregator, Verteilnetzbetreiber sowie Data-Access-Point-Manager.

Kein Gegenentwurf zum Großhandel

Marktbasierte Mechanismen sind laut VDE eine erfolgversprechende Option, vorhandene Flexibilitäten möglichst effizient und kostengünstig zu nutzen und einen technologieneutralen Wettbewerb der Flexibilitäten zu ermöglichen. Das neue Konzept soll laut Verband nicht die bestehenden Großhandelsmärkte ersetzen, sondern diese um einen geeigneten marktwirtschaftlichen Mechanismus zur Bereitstellung von Flexibilität auf Verteilnetzebene ergänzen. »Das Konzept orientiert sich im Design am Regelleistungsmarkt auf Übertragungsnetzebene, ergänzt um die Zuordnung zu lokalen Netzbereichen«, so der Verband.

Für die Bereitstellung von Flexibilitäten eigenen sich demnach verschiedene technische Lösungen. Beispielsweise können Einspeiseanlagen, schaltbare Lasten, Speicher oder deren Kombination als Flexibilisierungspotenzial im Regioflex angeboten werden. Da die Verteilnetzbetreiber selbst Akteure sind, können sie die Plattform aber nicht selber betreiben. »Prinzipiell könnte ein Dritter administrativ für diese Plattform zuständig sein und wie die EEX unter der Aufsicht einer Behörde stehen«, sagt von Scheven.

Erneuerbare auf dem freien Markt

Das Konzept ist in die Zukunft gerichtet, wenn neue Solar- oder Windenergieanlagen keine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung pro erzeugter beziehungsweise eingespeister kWh mehr bekommen.

Regioflex betrachtet ein Szenario, in dem keine festen Vergütungssätze für EEG-Anlagen existieren, so von Scheven. Eine Teilnahmepflicht gibt es nicht, weder für Erzeuger noch für Abnehmer.

Das sichere Netz

Es handelt sich vielmehr um eine weitere Vermarktungsmöglichkeit mit einer Unterstützung für den Betrieb des technischen Systems. Nicht nur mit Blick auf die notwendige Neugestaltung des Energiemarktes, sondern auch mit Blick auf die Netzsicherheit bietet das Konzept laut VDE einen vielversprechenden Ansatz.

»Kritische Netzsituationen in den Verteilnetzen treten lokal auf und können auch nur durch den lokalen Einsatz von Flexibilitäten entschärft werden«, so der Verband. Wie häufig die sogenannten gelben Ampelphasen künftig auftreten werden, ist noch völlig unklar. Es fehlen die Erfahrungswerte. (hd)

Erschienen in Ausgabe: 08/2014