Fazit und Handlungsempfehlungen
Aufgrund der Unschärfe in der Prognose der lokalen EE-Erzeugung werden kurzfristige Engpässe im zukünftigen Energiesystem eine erhebliche Herausforderung darstellen. Um diese zu bewältigen, braucht es Lösungen, die ein netzdienliches Verhalten von Batteriespeicherbetreibern und EE-Direktvermarktern nahe Echtzeit fördern.
Hierzu ist insbesondere eine Anpassung des Strommarktdesigns notwendig. Wichtig zu erwähnen ist dabei, dass auch eine einfache Gebotszonenteilung die Herausforderung kurzfristiger Engpässe nicht in dem benötigten Umfang lösen kann. Sie birgt darüber hinaus ein Risiko, nicht rechtzeitig wirksam zu werden, und liegt aktuell zudem außerhalb des politischen Lösungsraums. Daher müssen alternative Ansätze in Betracht gezogen werden. Dazu gehören der partielle Central Dispatch mit Wind und PV, die umfassende Anwendung von Feasibility Ranges und die Integration von Batteriespeichern in die Redispatch-Prozesse. Geeignete Lösungsansätze und Detailausgestaltungen, die sowohl zielführend für die ÜNB als auch möglichst verträglich für die Marktteilnehmer sind, sollten in einem Branchendialog diskutiert werden.
Quellen
[1] www.bdew.de/service/daten-und-grafiken/erneuerbare-energien-kennzahlen/
[2] battery-charts.rwth-aachen.de
[4] www.epexspot.com/en/tradingproducts
[5] www.nemo-committee.eu/assets/files/cacm-annual-report-2024.pdf
[6] www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/NEP/Strom/Systemstabilitaet/start.html
[7] Entsprechend den Ergebnissen der Fraunhofer IEE Studie entspricht die kurzfristig erhöhte Windeinspeisung um 7,7 % dem 99 % Quantil des Prognosefehlers.
[8] flex-power.energy/de/energieblog/optimierung-batteriespeicher-spot-markt/
[11] www.iee.fraunhofer.de/de/projekte/suche/2024/prometheus.html
[12] www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__13a.html
[14] Aufgrund der Entscheidungsprozesse zur Neukonfiguration von Gebotszonen im europäischen Recht ist schon für die Entscheidung hinsichtlich der neuen Konfiguration mit einem Verzug von mindestens ein bis zwei Jahren zu rechnen. Hinzu kommt die technische Implementierungsdauer, die an sich drei bis fünf Jahre in Anspruch nehmen würde.
Dr.-Ing. Andreas Maaz, Leiter Systemdienstleistungen Netzführung, Frederik Sapp, Referent Internationales Regulierungsmanagement und Marktentwicklung, Peter Edel, Referent Energiemarkt, Amprion GmbH, Dortmund
frederikpaul.sapp@amprion.net