AUSGESTALTUNG DER MARKTGESTÜTZTEN FLEXIBILITÄTS-BESCHAFFUNG GEMÄß 14C ENWG - ERFAHRUNGEN MIT DER SINTEG-FLEXIBILITÄTSPLATTFORM ENKO - E-BRIDGE ...
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DEZENTRALISIERUNG – FLEXIBILITÄT
Ausgestaltung der marktgestützten Flexibilitäts-
beschaffung gemäß §14c EnWG – Erfahrungen mit
der SINTEG-Flexibilitätsplattform ENKO
Benedikt Deuchert, Janis Kaltschnee, Henning Schuster, Malte Hinrichsen und Clemens Gerbaulet
Mit der Novelle des EnWG zur Anpassung an den europäischen Rechtsrahmen wird der neue § 14c eingeführt, der die markt-
gestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen im Verteilnetz ermöglicht. Im Rahmen des BMWi-Förderprogramms
SINTEG wurde mit der ENKO-Plattform eine Lösung entwickelt, auf der im Realbetrieb Flexibilitätsdienstleistungen gehandelt
wurden. Die für die ENKO-Plattform definierten Prozesse, Produkte und Marktrollen stellen daher für die Ausgestaltung der
Branchenlösung auf Bundesebene eine wertvolle Vorlage dar.
Im Zuge der Umsetzung der EU-Richtlinie flexibilität kaum regulatorisch bestimmt Produkte und Marktregeln
zum europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt werden können und sie daher nur über ei- für marktgestützte
(2019/944) in nationales Recht wird der nen marktgestützten Ansatz zu erschließen Flexibilitätsbeschaffung –
Artikel 32 der EU-Richtlinie („Anreize für ist. Gleichzeitig wachsen angesichts steigen- ENKO als Blaupause
die Nutzung von Flexibilität in Verteilernet- der EE-Erzeugung die Herausforderungen
zen“) im neu vorgesehenen § 14c des EnWG für die Netze, insbesondere durch den Boom Neben der Möglichkeit, Flexibilitätsdienst-
abgebildet. Hiermit schafft der Gesetzgeber bei PV-Freiflächenanlagen. Umso wichtiger leistungen im Verteilnetz künftig marktge-
die Voraussetzung dafür, dass Verteilnetzbe- ist daher die künftige Einbeziehung des stützt zu beschaffen, enthält der Entwurf
treiber Flexibilitätsdienstleistungen künftig Flexibilitätspotenzials der Lastseite ins Eng- zu § 14c des EnWG auch die Aufforderung
marktgestützt beschaffen können, insoweit passmanagement. an die Verteilnetzbetreiber, die Spezifika-
sie „die Effizienz bei Betrieb und Ausbau tionen des Verfahrens zu erarbeiten und
ihres Verteilernetzes“ verbessern. Im Rahmen des SINTEG-Projekts NEW 4.0 von der BNetzA genehmigen zu lassen.
konnte mit ENKO eine Plattform entwi- Alternativ ist auch eine Festlegung der
Dabei grenzt sich der neue § 14c von einem ckelt werden, mit der Flexibilitätsdienst- Spezifikationen durch die Bundesnetz-
direkten Zugriff auf Flexibilitätsressour- leistungen marktgestützt beschafft und agentur möglich. Dabei stellen sich diverse
cen ab, wie er im § 14a für steuerbare Ver- gezielt zum Engpassmanagement einge- Herausforderungen, die bei der Ausgestal-
brauchseinrichtungen in der Niederspan- setzt werden können [2]. Die Modellregion tung des § 14 c adressiert werden müssen
nung geregelt ist und aktuell angepasst Schleswig-Holstein bot mit ihrer hohen (siehe Abb. 1).
werden soll (Spitzenglättung). Ebensowenig Ausfallarbeit optimale Voraussetzungen,
sollte das hier angelegte Instrument für die Plattform unter realen Bedingungen zu Die Spezifikationen der marktgestützten
marktgestütztes Engpassmanagement mit erproben. Mit der ENKO-Plattform konnten Flexibilitätsbeschaffung müssen sich in
der Verbrauchssteuerung durch direkte wertvolle Erkenntnisse gewonnen werden, das aktuelle Marktdesign optimal ein-
Preisanreize verwechselt werden, wie sie die als Vorlage für die Ausgestaltung der gliedern. Dabei ist insbesondere sicherzu-
beispielsweise zeitvariable und netzsitu- marktgestützten Flexibilitätsplattform die- stellen, dass die Prozesse im Redispatch 2.0,
ationsabhängige Netzentgelte darstellen nen und somit zur Lösung des Problems welcher sich gegenwärtig in der Implemen-
[1]. Stattdessen betreffen die neuen Markt- auch in anderen Regionen herangezogen tierung befindet, zielgerichtet ergänzt wer-
elemente den planwertbasierten Engpass- werden können. den. Diese Prozesse bieten zahlreiche poten-
managementprozess, wie er im Rahmen
von Redispatch 2.0 – der Umsetzung der
Regelungen aus dem Netzausbaubeschleu-
nigungsgesetz (NABEG) – ohnehin ab dem
01.10.2021 von den Verteilnetzbetreibern
umzusetzen ist. Aus dem § 14c ergibt sich
demnach die zusätzliche Möglichkeit für
Verteilnetzbetreiber, ergänzend zum plan-
wertbasierten Redispatch 2.0 Flexibilität
marktgestützt zu beschaffen.
Dies betrifft insbesondere die Lastseite, da Abb. 1 Anforderungen und notwendige Spezifikationen der marktgestützten Beschaffung von Flexibili-
tätsdienstleistungen
die tatsächlichen Grenzkosten für Verbrauchs-
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zielle Schnittstellen für die Ausgestaltung denn eine kosteneffiziente und erfolgreiche werden, verschafft dem Verteilnetzbetreiber
der marktgestützten Flexibilitätsbeschaf- Integration der Erneuerbaren erfordert beide einen klaren Informationsvorteil.
fung. Von hoher Bedeutung sind dabei die Instrumente.
Interaktionen zwischen den Netzbetreibern. Die Plattform ENKO kann als Blaupause
Einerseits können mit dem Austausch von Mit der Ausgestaltung der marktgestützten verstanden werden, wie die oben beschriebe-
Flexibilitätspotenzialen zwischen Netzbetrei- Flexibilitätsbeschaffung muss das Ziel einer nen Herausforderungen bewältigt und Flexi-
bern wertvolle Synergien gehoben werden, wirksamen und diskriminierungsfreien bilitätsmärkte ausgestaltet werden können.
andererseits machen durch Flexibilitätsab- Beteiligung aller Marktteilnehmer verfolgt Im ENKO-Prozess können Teilnehmer maßge-
rufe hervorgerufene Wechselwirkungen zwi- werden. Produkte und Flexibilitätsdienst- schneiderte Gebote abgeben, der Netzbetrei-
schen Netzgebieten zusätzliche Koordination leistungen sind so auszugestalten, dass sie ber trifft eine kostenoptimale Auswahl und
zwischen den Netzbetreibern erforderlich. für mögliche Anbieter eine niedrige Hürde gibt über die Plattform eine Rückmeldung.
Die Definition dieser Prozesse in Redispatch zur Teilnahme darstellen. Da gerade auf der Anschließend stellen die bezuschlagten An-
2.0 stellt eine wichtige Vorarbeit dar und Lastseite eine hohe Heterogenität bezüglich bieter über Strommarktgeschäfte den bilan-
könnte bei der Ausgestaltung der marktge- Dauer und Leistung der Flexibilitätsdienst- ziellen Ausgleich her und steuern die Anlagen
stützten Flexibilitätsbeschaffung in ähnli- leistung besteht, muss dies bei der Definition selbstständig. Das Konzept von ENKO umfasst
cher Form umgesetzt werden. der Produkte berücksichtigt werden, um eine ebenfalls die Koordination zwischen Netzbe-
hohe Teilnahmebereitschaft der Anbieter treibern. Die Prozesse weisen eine grundsätz-
Zudem müssen die Spezifikationen garantie- zu erzielen. Damit den Anbietern durch die liche Kompatibilität mit Redispatch 2.0 auf,
ren, dass Verteilnetze effizienter betrieben Erbringung der Flexibilitätsdienstleistung wodurch eine Integration in das zukünftige
werden und das Engpassmanagement zu keine Nachteile entstehen, bedarf es einer Engpassmanagementregime mit vergleichs-
geringstmöglichen Gesamtsystemkosten Klärung des bilanziellen Ausgleichs der weise geringem Aufwand ermöglicht wird.
durchgeführt wird. Freiwillige Flexibilität soll Stromlieferung bzw. des Strombezugs.
nur bezuschlagt werden, wenn es dadurch zu Der Auswahlprozess der Flexibilitäts-
einer Kostensenkung der Engpassmanage- Schließlich muss noch der Organisator der dienstleistungen berücksichtigt die netz-
mentkosten kommt. Auch hier bestehen in der marktgestützten Flexibilitätsbeschaffung technische Wirksamkeit auf die Engpässe.
Ausgestaltung des Redispatch 2.0 wichtige bestimmt werden. Die unterschiedlichen SIN- Dadurch entsteht ein Sensitivitätspreis un-
Anknüpfungspunkte. Alle Netzbetreiber sind TEG-Projekte zeigen, dass dafür Verteil- und terschiedlicher Flexibilitätsoptionen. Mit dem
im Rahmen von Redispatch dazu verpflichtet, Übertragungsnetzbetreiber sowie Strombör- Vergleich von freiwilliger und verpflichteter
die Auswahlentscheidung der zur Verfügung sen in Frage kommen. In Hinblick auf die viel- Flexibilität kann eine Merit Order entwickelt
stehenden Maßnahmen unter der Prämisse fältigen Herausforderungen der marktgestütz- werden. Diese Kostenkurve ermöglicht eine
der Kostenminimierung durchzuführen. Dabei ten Flexibilitätsbeschaffung erscheint eine kostenminimale Auswahl über alle Flexibili-
ist die netztechnische Wirksamkeit der Flexi- zentrale Rolle des Verteilnetzbetreibers als tätsoptionen. Im Beispiel der Abb. 2 werden
bilitätsdienstleistung auf die Engpässe in der vorteilhaft. Besonders die Kenntnis über die nur die in der Engpassmaßnahme erfassten
Kostenkalkulation zu berücksichtigen. Mit Effekte eines potenziellen Flexibilitätsabrufes, Flexibilitätsdienstleistungen bezuschlagt. Die
dem Vergleich der tatsächlichen Kosten kann die sich vorrangig im Verteilnetz auswirken Ergänzung der freiwilligen Flexibilität sowie
eine kostenoptimale Auswahl der Flexibilitäts-
optionen getroffen und maximale Effizienz
gewährleistet werden.
Die Einführung der marktgestützten Flexibi-
litätsbeschaffung muss einen zielgenauen
Ausbau des Verteilnetzes unterstützen und
kann diesen nicht ersetzen. Marktgestützte
Flexibilitätsbeschaffung ist also nicht als Alter-
native zum Netzausbau zu verstehen, sondern
bietet vielmehr Lösungsmöglichkeiten für ei-
nen ggf. längeren Übergangszeitraum, da auf
absehbare Zeit der Ausbau der Erneuerbaren
immer wieder (temporäre) Netzengpässe her-
vorrufen wird. Für Markteilnehmer wird ein
Anreiz geschaffen, innerhalb des Übergangs-
zeitraums vorhandene Flexibilitätspotenziale
zur Engpassbewirtschaftung zur Verfügung zu
stellen. Somit gehen Netzausbau und die
Nutzung der marktgestützten Flexibilitätsbe- Abb. 2 Vergleich freiwilliger und regulierter Flexibilität in ENKO stellt kostenminimale Auswahl sicher
schaffung in den Verteilnetzen Hand in Hand,
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die Auswahl der günstigsten Sensitivitäten bilität abgesehen werden kann, wenn hie- Alternative ist nicht nur konzeptionell mög-
stellen sicher, dass eine strikte Kostensen- raus wirtschaftliche Ineffizienzen, schwer- lich, sondern über den beschriebenen Ver-
kung gegenüber dem Status Quo ohne freiwil- wiegende Marktverzerrungen oder die gleich freiwilliger und regulierter Flexibilität
lige Flexibilität garantiert ist. Verschärfung von Engpässen aus der Ein- in Verbindung mit der Parametersetzung der
führung der marktgestützten Flexibilitäts- zufälligen Nichtbezuschlagung faktisch „stu-
Sowohl im Dauerbetrieb als auch im Rahmen beschaffung resultieren. Ineffizienzen oder fenlos“ darstellbar. Da auf den umfangrei-
mehrerer Intensivfeldtests wurden auf der Marktverzerrungen könnten bei lokalen chen Prozessen aufgebaut wird, die derzeit
ENKO-Plattform tatsächlich prognostizierte Märkten für Engpassmanagement vor allem im Rahmen von Redispatch 2.0 implemen-
Netzengpässe bewirtschaftet und die Integra- dann entstehen, wenn Marktteilnehmer tiert werden, ermöglicht das ENKO-Konzept
tion Erneuerbarer im Netzgebiet der Schles- versuchen, Engpässe selbst zu verschärfen, eine graduelle Einführung des geforderten
wig-Holstein Netz AG verbessert. Zuletzt wur- um anschließend aus der Behebung eben- marktgestützten Engpassmanagements im
de im Zeitraum zwischen dem 17. und dem dieser Engpässe einen finanziellen Vorteil Verteilnetz als „No-Regret“-Maßnahme und
27.11.2020 ein Intensivfeldtest durchgeführt. zu ziehen. Die potenziellen Auswirkungen erlaubt dem Netzbetreiber im Gegensatz zu
Aufseiten der Flexibilitätsanbieter waren ins- dieses strategischen Bietverhaltens wurden langwierigen regulatorischen Grundsatzdis-
gesamt vierzehn Akteure vertreten, die ein in einem Gutachten im Auftrag des BMWi kussionen ein dynamisches Gegensteuern
breites Technologiespektrum über verschiede- quantifiziert [3]. Das Gutachten schätzt ab, nach Bedarf, falls Scheinflexibilität zum Pro-
ne Spannungsebenen hinweg repräsentieren. dass strategisches Bietverhalten im Zuge blem wird.
Insgesamt wurden in diesen zwei Wochen Fle- der Einführung lokaler Märkte für Engpass-
xibilitätsgebote in Höhe von 2.049 MWh auf management zu einer siebenfachen Kosten- Weitere regulatorische
der ENKO-Plattform angeboten. Hiervon wur- erhöhung gegenüber dem Status Quo füh- Anpassungen notwendig
den 402 MWh bezuschlagt und für Engpass- ren könnte.
managementmaßnahmen zur Beseitigung ein- Abschließend bleibt festzuhalten: Ange-
speisebedingter Engpässe und somit zur ver- Gleichzeitig wurden in der Wissenschaft sichts der immer größeren Herausforderun-
besserten Integration der Erneuerbaren ein- Ansätze zur Verhinderung von strategischem gen, vor denen die Verteilnetze im Rahmen
gesetzt. Mit den Feldtests konnte neben der Bietverhalten untersucht [4]. Auch bei der der Bewältigung der Energiewende stehen,
technischen Funktionalität auch die Teilnah- Konzeption von ENKO wurde strategisches darf das gewaltige Potenzial einer markt-
mebereitschaft der Marktparteien erfolgreich Verhalten berücksichtigt und im Rahmen gestützten Beschaffung von Flexibilitäts-
demonstriert werden. des Forschungsvorhabens wurden konkrete dienstleistungen nicht länger ungenutzt
Lösungsvorschläge entwickelt [5]. Das Fokus- bleiben. Der neue § 14c zielt somit in die
Insgesamt erscheint es aufgrund der bereits sieren des Marktes auf „echte“ Flexibilität richtige Richtung. Gleichzeitig dient die EN-
gewonnenen Erkenntnisse aus dem Betrieb ist dabei die wichtigste Maßnahme, um das KO-Plattform als Blaupause für dessen Um-
der ENKO-Plattform sinnvoll, diese Erkennt- Problem der Scheinflexibilität wirksam zu setzung, sie enthält schlagkräftige Werkzeu-
nisse in die Entwicklung der Spezifikationen adressieren. Hierzu wurden auf der ENKO- ge zur Vermeidung negativer Seiteneffekte
der marktgestützten Flexibilitätsbeschaffung Plattform zwei Mechanismen implementiert: und senkt durch ihre vollständige Kompati-
einzubringen. Der ENKO-Plattform liegt ein bilität mit dem kostenbasierten Redispatch
detailliertes Konzept zugrunde, welches sei- ■ eine Zufallskomponente zur geplanten 2.0 die Hürden zur Einführung sowie – falls
ne Funktionsfähigkeit bereits im realen Nichtbezuschlagung, um die Risiken für An- nötig – zur Rückabwicklung.
Umfeld als Parallelprozess zum heutigen bieter von Scheinflexibilität zu erhöhen, und
Einspeisemanagement unter Beweis ge- ■ eine nachgelagerte Validierung der Zeit- Die Einführung der marktgestützten Flexi-
stellt hat. Die in ENKO definierten Prozesse reihen, um Anbieter von Scheinflexibilität bilitätsbeschaffung nach dem Muster von
ermöglichen die erforderliche transparente zu identifizieren und ggf. von der Plattform ENKO wäre ein wichtiger Schritt in Richtung
Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistun- auszuschließen. eines zumindest teilweise marktgestütz-
gen auf marktgestützten Plattformen, die ten Engpassmanagements. Sie allein reicht
eine diskriminierungsfreie Beteiligung der Die generelle Wirksamkeit dieser Maßnah- jedoch nicht aus – ein Gesamtkonzept zur
Marktteilnehmer gewährleisten und so- men wurde von Wissenschaftlern der RWTH Überwindung von regulatorischen Hürden
mit die Anforderungen der Novelle (§ 14c Aachen bestätigt [6]. auf Netzbetreiber- und auf Anbieterseite ist
Abs. 1 u. 2 EnWG) erfüllen. erforderlich. Dies wurde vom Gesetzgeber
Derweil die mit der ENKO-Plattform während im Rahmen der SINTEG-Projekte erkannt
Voraussetzung für marktge- des Projektzeitraumes gesammelten Erfah- und von der SINTEG-Verordnung aufgegrif-
stützte Flexibilitätsbeschaffung: rungen und Studien darauf hindeuten, dass fen. Außerhalb des Forschungsumfelds sind
erfolgreiche Eindämmung von Scheinflexibilität erfolgreich eingedämmt wer- allerdings umfangreiche Weiterentwicklun-
Scheinflexibilität den kann, ist eine endgültige Beurteilung nur gen des regulatorischen Rahmens erforder-
unter Realbedingungen zweifelsfrei möglich. lich, um sowohl bei den Netzbetreibern als
In § 14c Absatz 4 enthält der neue Gesetzes- Hierbei wird ein weiterer Vorteil des ENKO- auch auf der Anbieterseite effiziente Anreize
text eine Klausel, nach der weiterhin von Konzepts deutlich: ein Rückfall auf die im zur Nutzung bzw. Bereitstellung von markt-
der marktgestützten Beschaffung von Flexi- Gesetzesentwurf vorgesehene kostenbasierte gestützter Flexibilität zu bieten.
34 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 6DEZENTRALISIERUNG – FLEXIBILITÄT Für die Netzbetreiber muss hierzu die Aner- Literatur [6] Schleswig-Holstein Netz AG, ARGE Netz GmbH & kennung von Kosten im Rahmen der Anreiz- Co. KG, IAEW Aachen: ENKO-Plattform: Maßnah- regulierung weiterentwickelt werden. Es [1] Schuster et al.: Zeitvariable Netztarife für flexible men gegen Scheinflexibilität mit bestätigter Wirk- ist dabei sicherzustellen, dass der Einsatz Kunden – Suche nach zukunftsfähiger Entgeltsyste- samkeit (Studie der RWTH Aachen, 2021) marktgestützter Flexibilität nicht erlösredu- matik (emw 1/2019). zierend wirkt, was durch eine Kostenaner- [2] Schleswig-Holstein Netz AG, ARGE Netz GmbH & B. Deuchert, J. Kaltschnee und Dr. H. Schus- kennung analog zu den Kosten regulierter Co. KG: ENKO – Das Konzept zur verbesserten Inte- ter, E-Bridge Consulting GmbH, Bonn; Dr. M. Flexibilität erreicht werden könnte. Auf der gration von Grünstrom ins Netz (Whitepaper, 2018) Hinrichsen und Dr. C. Gerbaulet, Schleswig- Anbieterseite ist sicherzustellen, dass in [3] Hirth et al.: Kosten- oder Marktbasiert? Zukünf- Holstein Netz AG, Quickborn den Bereichen der Steuern, Umlagen und tige Redispatch-Beschaffung in Deutschland (Ab- hschuster@e-bridge.com Abgaben sowie bei den Netzentgelten die schlussbericht im Auftrag des BMWi, 2019) malte.hinrichsen@hansewerk.com Hürden für das Angebot von Flexibilität be- [4] Brunekreeft et al.: Risiken durch strategisches Ver- seitigt werden. Da regulierte Flexibilität auf halten von Lasten auf Flexibilitäts- und anderen Danksagung der Erzeugerseite keinen entsprechenden Energiemärkten (Kurzgutachten im Auftrag der Die Autoren danken dem Bundesministerium für Belastungen ausgesetzt ist, sollten markt- dena, 2020) Wirtschaft und Energie und dem Projektträger Jü- gestützte Flexibilitätsabrufe auch auf der [5] Schleswig-Holstein Netz AG, ARGE Netz GmbH & lich für die Unterstützung des Vorhabens NEW 4.0 Lastseite von den entsprechenden Belastun- Co. KG: Scheinflexibilität – Eine beherrschbare Her- (FKZ:03SIN422). Die Verantwortung für den Inhalt gen ausgenommen werden. ausforderung für ENKO (Whitepaper, 2020) dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren. ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 71. Jg. (2021) Heft 6 35
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