Abb. 1: Gegenüberstellung von Stromhandels- und Engpassmanagement-Prozessen. (Quelle: eigene Darstellung)
Unter dem aktuellen Marktdesign stellen kurzfristige Netzengpässe eine zunehmende Herausforderung im Betrieb des Übertragungsnetzes dar. Insbesondere Konzepte für eine netzdienliche Verortung marktlich abgeregelter Mengen aus erneuerbaren Energien (EE) und für einen netzdienlichen Batteriespeichereinsatz können Abhilfe schaffen.
Eine zentrale Herausforderung im zukünftigen Netzbetrieb der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) stellen kurzfristig und unvorhersehbar auftretende Netzengpässe dar. Diese entstehen zu großen Teilen aus Unschärfen in der Prognose von lokaler EE-Erzeugung. EE-Anlagen werden entweder durch Direktvermarkter oder durch die ÜNB anhand von Prognosen vermarktet – typischerweise initial am Day-Ahead-Markt. Abweichungen in den Dargebotsprognosen der EE-Erzeugung werden am Intraday-Markt oder innerhalb eines Portfolios ausgeglichen. Hier stehen flexible Erzeugungsanlagen, Speicher und flexible Verbraucher als Handelspartner zur Verfügung. Auch die EE-Anlagen selbst zählen – im Rahmen ihres volatilen Dargebots – immer mehr zu kurzfristig verfügbaren flexiblen Erzeugern.
Gemäß aktueller Ausbauziele wird sich die installierte Leistung aus Wind- und Photovoltaik(PV)-Anlagen gegenüber 2024 bis 2030 nahezu verdoppeln und bis 2040 mehr als verdreifachen [1]. Gleichzeitig hat sich die Batteriespeicherkapazität in Deutschland von 2020 bis 2025 mehr als verzehnfacht [2] und wird in Zukunft ebenfalls weiter steigen. So lagen Anfang 2025 allein im deutschen Übertragungsnetz Anschlussanfragen von rd. 200 GW vor [3]. Auch wenn die EE-Ausbauziele und die Anschlussanfragen für Batteriespeicher nicht vollständig bzw. nicht planmäßig umgesetzt werden, wird der Trend zu signifikant steigender volatiler Erzeugung und Flexibilität anhalten.
Der Zubau von EE und Batteriespeichern hat Auswirkungen auf den Stromhandel und vor allem auf die intraday gehandelten Volumina. Hier ist bereits seit einigen Jahren ein signifikanter Anstieg zu beobachten [4]. Schon heute fällt ein großer Anteil des Handelsvolumens am Intraday-Markt auf die letzten zwei Stunden vor Handelsschluss. Im Single Intraday Coupling, dem Stromhandel zwischen verschiedenen europäischen Ländern im Intraday-Markt, betrug dieser Anteil im Jahr 2024 bspw. rd. 50 % [5].
Auswirkungen von Prognoseunschärfen auf kurzfristige Netzengpässe
In Summe führt die Unschärfe in der Prognose der lokalen EE-Erzeugung zu den Unsicherheiten hinsichtlich der realen Lastflüsse und damit zu potenziellen kurzfristigen Netzengpässen im Übertragungsnetz. Diese Unsicherheiten lassen sich wie folgt typisieren:
Naturgemäße Prognoseunsicherheit
Die Einspeisung aus EE-Anlagen wird auf Basis von Prognosemodellen antizipiert. Die Vorhersagen dienen sowohl den Direktvermarktern zur Planung ihrer Handelsgeschäfte als auch den Betriebsplanungsprozessen der ÜNB, in denen Redispatch-Maßnahmen dimensioniert werden. Auch wenn kontinuierlich an der Verbesserung der Prognosegüte gearbeitet wird, ist absehbar, dass die aus Prognoseabweichungen resultierenden Unsicherheiten zunehmen. Dies zeigt eine Untersuchung des Fraunhofer IEE über die Entwicklung der Prognoseabweichung volatiler EE-Einspeisung [6].
Aufbauend auf den Studienergebnissen haben die deutschen ÜNB die Auswirkungen von kurzfristigen Wind-Prognoseabweichungen auf die zukünftigen Redispatch-Bedarfe mit dem Zieljahr 2030 analysiert.
Bei einer angenommenen Abweichung der Windprognose in Deutschland von 7,7 % zeigen erste Ergebnisse, dass eine kurzfristig erhöhte Windeinspeisung Engpässe deutlich verschärfen kann [7]. Anhand der Analysen ist zu erkennen, dass diese Prognoseabweichung in 25 % der untersuchten Netzsituationen die kurzfristigen Redispatch-Bedarfe um mehr als 3 GW erhöht. Im Vergleich zum heutigen Redispatch-Spitzenwert von 15 GW ist dies ein signifikanter zusätzlicher Anteil von über 20 %.
Selbst wenn die ÜNB ihre Redispatch-Maßnahmen auf Randszenarien in der Prognose ausrichten, also den extremen Prognosefehler pessimistisch antizipieren, bleibt das Risiko kurzfristiger Engpässe bestehen. Laut den ÜNB-Analyseergebnissen steigen die kurzfristigen Redispatch-Bedarfe bei einer solchen Planung in etwa 10 % der untersuchten Netzsituationen signifikant um mehr als 3 GW, wenn anstelle des extremen Prognosefehlers der ursprüngliche Erwartungswert eintritt. Das liegt daran, dass eine plötzlich reduzierte Windenergieeinspeisung, abhängig von Standort und Netzsituation, Engpässe nicht nur entlasten, sondern auch verstärken kann.
Unsicherheit der Dispatch- oder Vermarktungsentscheidung zum Ausgleich von Prognoseabweichungen
Zur naturgemäßen Prognoseunsicherheit kommt die Ungewissheit darüber, wie ein Direktvermarkter eine Abweichung seiner Dargebotsprognosen kurzfristig ausgleicht. Grundsätzlich kann er dies entweder über Anlagen im eigenen Portfolio oder über den Stromhandel tun. Letzteres ist innerhalb von Regelzonen bis Echtzeit (d. h. bis zum Erfüllungszeitpunkt) möglich.
Kommt es also zu EE-Prognosefehlern, kann der Direktvermarkter bis Echtzeit entscheiden, an welcher Stelle der physikalische Ausgleich im Stromnetz erfolgt. Demnach beeinflusst neben der naturgemäßen EE-Prognoseabweichung auch die Entscheidung über den bilanziellen Ausgleich die reale Lastflusssituation.
Unsicherheit der Dispatch- oder Vermarktungsentscheidung zur kurzfristigen Optimierung des eigenen Portfolio-Einsatzes
Darüber hinaus sorgen Marktteilnehmer auch über die Optimierung ihres Portfolio-Einsatzes für kurzfristige Änderungen der Lastflusssituation. Das erwartete EE-Dargebot hat wesentlichen Einfluss auf die Marktpreise und damit auf die Arbitragemöglichkeiten zwischen den Strommärkten. Marktteilnehmer können ihren Dispatch im Rahmen ihrer echtzeitnahen Handlungsmöglichkeiten also kurzfristig anpassen, um von schwankenden Marktpreisen zu profitieren.
Insbesondere flexible Anlagen wie Batterie- oder Pumpspeicher nutzen Trading-Strategien, die durch häufige Veränderung des geplanten Speicherarbeitspunkts und entsprechende Handelsgeschäfte Erlöse generieren. Dies geschieht über die verschiedenen Marktstufen hinweg: von der Day-Ahead-Auktion über die Intraday-Auktionen bis in den kontinuierlichen Intradayhandel hinein [8, 9, 10].
Eine besondere Unsicherheit bei der kurzfristigen Portfolio-Optimierung besteht darin, in welchem Umfang ein Direktvermarkter die EE-Erzeugung in Überschusssituationen tatsächlich abregelt und welche EE-Anlagen er dafür auswählt. Denn in solchen Überschusssituationen kann er bspw. kurzfristig entscheiden, eine ursprünglich geplante Abregelung doch zu vermarkten.
Darüber hinaus müssen im operativen Netzbetrieb zusätzliche Unsicherheiten berücksichtigt werden, die sich aus den kurzfristigen Entscheidungen der Marktteilnehmer ergeben. Dazu gehören etwa die Allokation von Regelleistungsabrufen innerhalb eines Portfolios oder die lokale Entscheidung zur Erhöhung der Erzeugung, um einen Kraftwerksausfall auszugleichen.
Konzepte zur Begegnung kurzfristiger Netzengpässe
Dass sich die physikalischen Arbeitspunkte bis kurz vor Echtzeit stark ändern können, ist bereits heute aus den Planungsdaten der Marktteilnehmer erkennbar. Davon ausgehend macht es der Trend hin zu mehr volatiler Erzeugung und Flexibilität notwendig, neben dem Netzausbau eine Kombination der drei im Folgenden beschriebenen Konzepte umzusetzen. Das ist essenziell, um hohen volkswirtschaftlichen Kosten, vermeidbaren EE-Abregelungen und einem Risiko für kontrollierte Lastabschaltungen vorzubeugen.
Redispatch-Anweisungen nach probabilistischer Abschätzung
Aufgrund der beschriebenen Herausforderung kurzfristiger Engpässe ist ein Umdenken im Engpassmanagement erforderlich. Heute erstellen die ÜNB im Rahmen von Betriebsplanungsprozessen bereits ab einer Woche im Voraus Prognosen, um Engpasssituationen abzuschätzen. Auf dieser Basis dimensionieren sie wesentliche Redispatch-Maßnahmen zum großen Teil am Vortag der Stromlieferung und stimmen diese ab. Veränderungen berücksichtigen die ÜNB in Form von veränderten Regelzonensaldi, Kraftwerks-Einsatz-Planungsdaten sowie eigenen Prognosen. Darauf reagieren sie mit angepassten Redispatch-Maßnahmen.
Bilanziell werden Redispatch-Maßnahmen dabei immer durch Gegenmaßnahmen ausgeglichen. Insbesondere für positive Redispatch-Maßnahmen (Erzeugung erhöhen) nimmt das verfügbare Potenzial jedoch mit Annäherung an den Erfüllungszeitpunkt deutlich ab. Das liegt vor allem daran, dass das Anfahren von Kraftwerken einer gewissen Vorlaufzeit bedarf.
Das derzeitige Vorgehen funktioniert, solange die Prognosen in der Betriebsplanung die Situation am Folgetag ausreichend gut antizipieren und kurzfristige Unsicherheiten mithilfe von geeigneten Sicherheitsmargen für die Auslastung der Netzelemente berücksichtigt werden können. Wie in Abb. 1 dargestellt, stößt das Engpassmanagement in seiner derzeitigen Form jedoch an seine Grenzen.