1. Netzzustandsprognose (regional)

Abbildung der notwendigen Kompetenzen eines Netzbetreibers fuer den operativen Betrieb des Flexibilitaetsmarktes
Bild 2: Notwendige Kompetenzen eines Netzbetreibers für den operativen Betrieb des Flexibilitätsmarktes

Eine Netzzustandsprognose ist das wesentliche Instrument der Netzführung, um Engpasssituationen im Netz vorausschauend erkennen zu können. Erst dadurch wird die operative Nutzung des Flexibilitätsmarktes zur Netzoptimierung möglich. Während ein vorausschauender Netzbetrieb im Übertragungsnetz bereits länger etabliert ist, stellt er für Verteilnetzbetreiber eine neue Entwicklung dar. Die Herausforderung ist hier insbesondere, dass lokale oder regionale Netzsituationen in Gebieten prognostiziert werden müssen, die durch dargebotsabhängige Einspeisung (Wind und PV) dominiert sind.

Im Rahmen von enera werden neben der Verknüpfung von Wetter-/Einspeiseprognose und Netztopologie zudem Fahrplandaten fahrplanfähiger Anlagen eingebunden, um sämtliche prognostizierten Leistungsflüsse mit berücksichtigen zu können. Aufgrund der Regionalität der Prognosegebiete und der entsprechend geringen Ausgleichseffekte liegt der Fokus auf Kurzfristprognosen im Intraday-Bereich.

2. Netzbetreiberkoordination

Für einen möglichst effektiven und effizienten Einsatz von netzbetreiberübergreifender Flexibilität ist sowohl bei gleichgerichteten als auch bei entgegengesetzen Netzengpässen ein standardisierter Abstimmungsprozess der beteiligten Netzbetreiber erforderlich.

Bei jedem Engpassfall stoßen die Netzbetreiber einen Koordinierungsprozess untereinander an. Damit stellen sie sicher, dass Maßnahmen eines Netzbetreibers keine negativen Auswirkungen im Netz eines anderen haben. Bei entsprechend positivem Abstimmungsergebnis werden Flexibilitäten netzbetreiberübergreifend kontrahiert. Dabei wird zudem berücksichtigt, welche Wirkung eine Flexibilität auf die Behebung eines Engpasses hat (Sensitivität).

3. Marktnutzung

Die enera-Handelsplattform wird durch die Strombörse Epex Spot als eine Erweiterung des bestehenden kontinuierlichen Intradayhandels umgesetzt. Analog zum Handel in den Regelzonen stehen hier zunächst einige, prospektiv viele regionale Produkte entsprechend der Netztopologie zur Verfügung. Die Besonderheit der enera-Flexibilitätsplattform besteht darin, dass das gehandelte Flexibilitätsprodukt eine Lieferverpflichtung (Abweichung von einer Baseline) ist. Netzbetreiber treten als Nachfrager und Anlagenvermarkter als Anbieter auf, wobei letztere die zugehörigen Energiemengen zusätzlich durch Ausgleichsgeschäfte im überregionalen Handel abdecken müssen.

Um geringe operative Kosten bei gleichzeitig hoher Ausfallsicherheit in dem komplexen Handelsumfeld sicherzustellen, werden im Intradaymarkt etablierte Handelsautomaten, die Orders nach Algorithmen abarbeiten, für den enera-Markt erweitert. Auf diese Weise wird sichergestellt, dass Netzbetreiber benötigte Flexibilitäten im Rahmen der Zahlungsbereitschaft im Markt bestmöglich und automatisiert kontrahieren können.

4. Nachweisführung

Nach dem Handel von Flexibilitäten muss netzbetreiberübergreifend verifiziert werden, ob eine kontrahierte Flexibilität physisch erbracht worden ist.  Im Zuge dessen wird auf Basis von Stamm- und Bewegungsdaten ein Soll-/Ist-Vergleich vorgenommen. Der spezifische Anlagentyp der Flexibilitätserbringung ist dabei zu berücksichtigen – so wird generell zwischen dargebotsabhängigen und fahrplanfähigen Anlagen unterschieden. Für dargebotsabhängige Anlagen wird dabei die theoretisch mögliche Einspeisung auf Basis der etablierten Pauschal- und Spitzabrechnungsverfahren ermittelt.

Im Rahmen von enera wird es den beteiligten Netzbetreibern ermöglicht, über eine zentrale Nachweisplattform die vertragsgemäße Erbringung von Flexibilität anhand der Stamm- und Bewegungsdaten zu verifizieren.

5. Abrechnung

Nachdem der kontrahierende Netzbetreiber geprüft hat, dass die Flexibilität vertragsgemäß erbracht worden ist, gibt er die Vergütungsabrechnung gemäß dem auf der Handelsplattform vereinbarten Preis frei.

Hierfür erstellen die kontrahierenden Netzbetreiber monatliche Gutschriften. Dies ermöglicht ein einheitliches Rechnungslayout und reduziert den administrativen Aufwand.

Zusammenfassung und Ausblick

Intraday-Flexibilitätsmärkte zur Bewirtschaftung von Netzengpässen haben ein großes Potenzial, die Einspeisung erneuerbarer Energien zu maximieren und damit die Kosten für Einspeisemanagement zu reduzieren. Intraday-Flexibilitätsmärkte ermöglichen es Netzbetreibern, neue Flexibilitäten (Verbraucher und Speicher) für die Netzengpassbewirtschaftung zu erschließen. Da in enera auf dem bestehenden Intraday-Markt mit seinen etablierten Prozessen aufgesetzt wird, liegen die Markteintrittsbarrieren sehr niedrig.

Im Projekt enera wird ein entsprechender Intraday-Flexibilitätsmarkt entwickelt. Schon im Rahmen dieser Entwicklung wird deutlich, dass die beteiligten Netzbetreiber gemeinsam neue Kompetenzen zur Nutzung des Flexibilitätsmarktes entwickeln müssen. Im bisherigen Verlauf des Projekts zeigt sich, dass ausreichend Know-how und Potenzial in der Energiewirtschaft vorhanden ist, um Flexibilitätsmärkte sinnvoll zu nutzen. Die Zielstellung für das Sinteg-Projekt enera ist es daher, den operativen Betrieb der Nutzung des Flexibilitätsmarktes (von der Netzustandsprognose bis zur Abrechnung) möglichst vollautomatisiert umsetzen zu können.

André Herrmann, Dr. Stefan Börries, Ralf Ott, Sonja Steiner und Jonas Höckner; andre.herrmann@ewe-netz.de; www.energie-vernetzen.de
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