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Agora Toolbox für die Stromnetze

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Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien Zusammenfassung der Bewertung Durch die Etablierung eines netzdienlichen Speichereinsatzes für Flexibilität in den Verteilnetzen, der eine zuverlässige Kappung von Einspeise- und Verbrauchsspitzen ermöglicht, könnten langfristig vermehrt und effizient Erneuerbare Energien in das Stromnetz integriert werden. Da Elektrofahrzeuge und Power-to-X-Anwendungen (Sektorenkopplung) in erheblichem Umfang neue Flexibilität in das Stromsystem einbringen werden, sind geeignete Anreize zu deren intelligenter Ansiedlung und Nutzung notwendig, damit keine unerwünschten Wirkungen entstehen. Der derzeitige rechtliche und regulatorische Rahmen ist dazu bezüglich der Struktur der Netzentgelte, Abgaben, Umlagen und Steuern in mehrfacher Hinsicht anzupassen. Entsprechende Marktplätze für die Vermarktung der Flexibilität sind ebenfalls notwendig. Aufgrund der genannten Hemmnisse sind bis 2020 nur begrenzte Wirkungen im Übertragungs- und Verteilnetz durch netzdienlich betriebene Speicher möglich. Bis 2030 lässt sich insbesondere die Effizienz bei der Bewirtschaftung von Netzengpässen im Übertragungsnetz unter der Berücksichtigung der Pumpspeicherkraftwerke erhöhen, und durch die intelligente räumliche Nutzung von Nachfrage, Angebot und Speichern nach 2030 auch Netzausbau einsparen. Für alle Anwendungen ist die Schaffung von entsprechenden Marktplätzen eine zentrale Herausforderung. Entsprechend ausgestaltete Smart Markets können hierzu genutzt werden. 130 130 Ecofys und Fraunhofer IWES (2017) Exkurs: Smart Markets als Koordinationsmechanismus zwischen Markt und Netz Das Strommarktdesign in Deutschland basiert auf dem Grundsatz der strikten Trennung von Markt- und Netzsphäre. So erfolgt die Preisbildung auf Day-ahead- und Intraday-Markt mit einer einheitlichen Gebotszone, als ob das Stromnetz eine engpassfreie Kupferplatte wäre. Physikalische Restriktionen wie Netzengpässe, die lokal oder regional konzentriert (beispielsweise in Norddeutschland) entstehen, werden hierbei nicht berücksichtigt. Um die Anreizlücke zwischen Markt und Netz zu schließen, schlägt Agora Energiewende die Schaffung von sogenannten Smart Markets 131 vor – Koordinationsmechanismen, die zwischen Markt- und Netzsphäre vermitteln. Zur Bewirtschaftung lokaler Netzengpässe müssen Smart Markets über eine räumliche und eine zeitliche Komponente verfügen. Ziel von Smart Markets ist es, netzdienliche Flexibilitätsoptionen wie zuschaltbare Lasten oder Elektromobilität anzureizen, sodass Netzbetreiber auf diese zurückgreifen können, anstelle EE-Strom abzuregeln und Redispatch auszuführen. Bei der Ausgestaltung von Smart Markets ist die Heterogenität der Netzstruktur in Deutschland zu beachten: Im windenergiedominierten Norddeutschland ist das Engpassaufkommen sehr hoch und betrifft vor allem die Hoch- und Höchstspannung. In photovoltaikdominierten Netzgebieten sind in der Zukunft hingegen vor allem Netzengpässe in den unteren Spannungsebenen des Verteilnetzes bedingt durch Gleichzeitigkeitseffekte zu erwarten. Ähnliches gilt künftig in laststarken, vorstädtischen Netzgebieten mit lastgetriebenen Netzengpässen (zum Beispiel durch Nachtspeicherheizungen oder Elektromobilität). Angesichts dieser Heterogenität schlägt die Smart-Market- Studie von Agora Energiewende 132 verschiedene Ausgestaltungen für Smart Markets in den jeweiligen Regionen vor: In windenergiedominierten Regionen mit Netzengpässen in höheren Spannungsebenen und vermaschten Netzen bieten sich sogenannte Flexibilitätsbezugsmodelle an: Der Netzbetreiber tritt als Single Buyer auf und proku- 48

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien riert die notwendige Flexibilität, um den Netzengpass zu beheben. Flexibilitätsbezugsmodelle können zum Beispiel an bestehende Märkte wie den Regelleistungsmarkt oder den Intraday-Markt angedockt sein, in dem sie durch eine zusätzliche lokale Produktkomponente (beispielsweise umspannwerkscharf) die bereits existierenden Produkte um die Netzengpassinformation erweitern. Alternativ kann eine völlig eigenständige, neue Flexibilitätsplattform geschaffen werden, die ausschließlich für den Bezug netzdienlicher Flexibilität eingerichtet wird. Eine Voraussetzung für Flexibilitätsbezugsmodelle ist ausreichend Liquidität – und ein entsprechend großes Angebot an Flexibilitätsoptionen. In last- und photovoltaikgetriebenen Regionen mit Netzengpässen in den unteren Spannungsebenen bieten sich hingegen Smart-Market-Modelle mit Quotenbezug an. In diesem Fall evaluiert der Netzbetreiber auf Basis der erwarteten Erzeugung und Last die potenziellen Lastflüsse und prüft, ob ein Netzengpass zu erwarten ist. Ist dies der Fall, quotiert er die Erzeuger 131132 und Verbraucher an dem betroffenen Netzstrang, bis ein sicherer Netzzustand erreicht ist. Das heißt, er schränkt ihre Netznutzungsrechte ein, zum Beispiel in Bezug auf einen Prozentsatz ihrer Nennleistung. Da Flexibilitätsoptionen zur Netzengpassentlastung in Ring- und Strahlennetzen weitaus geringer verfügbar sind als im vermaschten Netz, bieten sich dort Quotenmodelle an, um die Ausübung von Marktmacht bei geringer Liquidität zu vermeiden. Zusätzlich ist in Quotenmodellen die Einrichtung eines Sekundärmarktes möglich, auf dem Teilnehmer ihre netzdienliche Flexibilität untereinander handeln können, beispielsweise wenn ein Netznutzer eine höhere Präferenz für sofortige Ladung seines Elektroautos hat, der andere Nutzer jedoch genauso gut später laden kann und daher sein Netznutzungsrecht verkauft. Für die Umsetzung von Smart Markets als Schnittstelle von Markt und Netz bedarf es weiterer regulatorischer Schritte, um die notwendigen Anreize für netzdienliche Flexibilität zu generieren. 3.4. Lastflusssteuerung im Übertragungsnetz 3.4.1. Beschreibung und Abgrenzung Dieses Kapitel behandelt Möglichkeiten zur Steuerung des Lastflusses, auch Leistungsfluss genannt, im Übertragungsnetz. Die hier beschriebenen Maßnahmen zählen genau wie Freileitungsmonitoring (Kapitel 3.2) zur Netzoptimierung (gemäß NOVA-Prinzip) und werden daher in der Netzplanung berücksichtigt. 133 Ein erforderlicher Zubau von lastflusssteu- 131 Ecofys und Fraunhofer IWES (2017). In der Studie im Auftrag von Agora Energiewende mit Ecofys und Fraunhofer IWES als Forschungsnehmer werden sechs verschiedene Smart-Market-Modelle konzeptualisiert und vorgestellt. 132 Ecofys und Fraunhofer IWES (2017) 133 50Hertz et al. (2015) ernden Netzbetriebsmitteln qualifiziert fallweise zur Netzverstärkung. Ziel der Lastflusssteuerung ist es, nicht voll belastete Leitungen besser auszulasten und gleichzeitig überlastete Leitungen zu entlasten. Den Lastfluss über einzelne Stromleitungen im vermaschten Netz zu steuern ist aufwendig, denn der Strom im Netz stellt sich immer entsprechend der physikalischen Gegebenheiten ein. Es gibt jedoch Betriebsmittel, die eine Steuerung des Lastflusses ermöglichen, indem sie die Impedanz (Wechselstromwiderstand) der Leitung beeinflussen oder eine Spannung in Reihe zur Leitung einprägen, in die sie eingebaut werden. Eine hohe Impedanz sorgt für einen niedrigen Lastfluss, während eine niedrige Impedanz einen hohen Lastfluss ermöglicht. Ähnlich wirken eingeprägte Spannungen. 134 134 Leonhard, W. (1980) 49

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