Marktbasiertes Engpassmanagement als notwendige Ergänzung zum regulierten Redispatch in Deutschland
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Marktbasiertes Engpassmanagement als notwendige Ergänzung zum regulierten Redispatch in Deutschland 05.09.2019
Zur Behebung von Netzengpäs- Ein effektives Engpassmanagement ist ein
wichtiger Baustein einer kosteneffizienten
sen wird der Redispatchbedarf
Transformation des gesamten Strom-
weiter steigen systems.
Stromnetzbetreiber benötigen neue Lö- Die Europäische Kommission hat das Prob-
sungen für effizientes Engpassmanage- lem eines drohenden Anstiegs des Eng-
ment. passmanagementbedarfs erkannt und ver-
schiedene Maßnahmen ergriffen, um die
Die Kosten für Engpassmanagement in
Flexibilität des Stromsystems zu erhöhen.
Deutschland haben sich zu fast 5 Mrd. EUR
Das Clean Energy Package (CEP) rückt aus-
in den letzten 4 Jahren aufsummiert. Im
drücklich ein marktbasiertes Engpassma-
ersten Quartal 2019 wurde mit 3,3 TWh
nagement in den Mittelpunkt, um das ge-
[BNetzA 2019a] ein Rekordwert an Abrege-
samte Flexibilitätspotenzial für Redispatch
lung von Erneuerbaren Energien (EE) er-
zu nutzen, den Technologiewettbewerb zu
reicht. Zusätzlich steigen die prognostizier-
fördern und Innovation im Netzbetrieb zu
ten Ausbaukosten der Verteilnetzbetreiber
ermöglichen.
(VNB) kontinuierlich an (von 6,6 Mrd. EUR
in der zukünftigen Dekade im Jahr 2014 auf Marktbasiertes Engpassmanagement er-
11,1 Mrd. EUR im Jahr 2018) [BNetzA möglicht eine Bewertung von elektrischer
2019b]. Dies unterstreicht die Notwendig- Energie - einschließlich Netzbeschränkun-
keit und die Dringlichkeit von effektiven gen - differenziert nach Zeit und Ort. Es er-
und effizienten Engpassmanagement-Lö- höht die Transparenz im System und
sungen. schafft so Anreize für neue Marktteilneh-
mer (bspw. Lasten, dezentrale Erzeuger
Mio. EUR
1511
und Speicher) zur Flexibilitätsbereitstel-
lung. Ziel ist es, das gesamte Redispatch-
1438
1141 potenzial zu erschließen und durch die
893 Förderung und Entwicklung neuer Pro-
dukte und innovativer Lösungen kostenef-
fizient nutzbar zu machen.
269
198
Flexibilitätsanbieter können darüber hinaus
176
100
50
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 nicht nur für Engpassmanagement, son-
dern auch für weitere Energie- und Netz-
Abbildung 1: Steigende Redispatchkosten in dienstleistungen genutzt werden. So ent-
Deutschland zwischen 2010 und 20181 stehen Win-Win-Situationen für Anbieter
und Netzbetreiber.
Der kontinuierliche EE-Ausbau, der gleich-
zeitige Kohleausstieg und weitere potenzi- Marktbasiertes Engpassmanagement kann
elle Verzögerungen beim Netzausbau be- grundsätzlich durch diverse Instrumente,
gründen die Annahmen, dass auch zukünf- wie z.B. dynamische, zeit- und ortsabhän-
tig mit einem hohen Redispatchvolumen gige Netzentgelte, regionale oder knoten-
zu rechnen ist und die Kosten für Engpass- scharfe Preismechanismen und marktba-
management in Deutschland weiter stei- siertes Redispatch erreicht werden. Für Re-
gen werden. dispatch hat die Europäische Union markt-
basierte Ansätze als Standard festgelegt.
1
Quelle: Berichte der Bundesnetzagentur
2Nicht-marktbasierte Ansätze dürfen nur stehen, wenn dies für die Versorgungs-
dann eingesetzt werden, wenn „durch die sicherheit erforderlich ist.
aktuelle Netzsituation derart regelmäßig 3. Der Netzbetreiber kann besondere
und vorhersehbar Engpässe verursacht netztechnische Betriebsmittel kontra-
werden, dass ein marktbasierter Redis- hieren, um die N-1-Sicherheit sicherzu-
patch ein regelmäßiges strategisches Biet- stellen.
verhalten herbeiführen würde, was die in-
terne Engpasslage weiter verschlechtern Zukünftig wird die Anzahl der Erzeugungs-
würde“ 2. kapazitäten, die dem regulierten Redis-
patch unterliegen, deutlich steigen.
Durch die mit der NABEG-Novelle einge-
Die Bundesregierung hat durch führten Änderungen steigt die Zahl der Re-
dispatch-Anlagen deutlich an. Ab Oktober
das NABEG ihre Präferenz für ein
2021 müssen alle Marktteilnehmer mit ei-
reguliertes Redispatch manifes- ner Leistung größer 100 kW am regulierten
tiert Redispatch teilnehmen. Darüber hinaus
müssen auch alle kleineren EE-Anlagen
Der deutsche regulierte Redispatch beruht teilnehmen, sofern diese durch die Netz-
auf folgenden Bausteinen: betreiber steuerbar sind (siehe Abb. 2). So-
mit werden zukünftig nicht nur ca. 80 Kraft-
1. Teilnahme aller verfügbaren Kapazitä-
werke in den Redispatchprozess miteinbe-
ten am verpflichtenden Redispatch zum
zogen, sondern weit über 60.000 Anlagen.
Selbstkostenpreis.
2. Netzreserven: Kraftwerke, die den
Markt verlassen wollen, müssen dem
Netzbetreiber weiterhin zum Selbstkos-
tenpreis für Redispatch zur Verfügung
Abbildung 2: NABEG erhöht die Anzahl der für den Redispatch verfügbaren Flexibilitäten, lässt aber die
nachfrageseitigen Flexibilitäten und Kleinseriengeneratoren unberücksichtigt.
Des Weiteren geht die BNetzA davon aus, auf 10,6 GW im Jahr 2022/23 ansteigt. Be-
dass die als Netzreserve zu kontrahierende gründet wird der Anstieg mit zunehmen-
Kapazität von 5,1 GW im Jahr 2019/2020 dem grenzüberschreitenden Handel und
2
Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und
des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt -
Artikel 13
3der Stilllegung von Kraftwerken in Süd- ▪ Die Nachfrage wird als unelastisch an-
deutschland. genommen.
▪ Ein statisches Stromsystem wird unter-
Durch den regulierten Redispatch-Mecha- stellt, das sich nicht dynamisch weiter-
nismus wird somit zukünftig nahezu der entwickelt, bspw. durch den Eintritt
gesamte Erzeugungsbereich in Deutsch- neuer Marktteilnehmer und neuer Er-
land erfasst sein. Als Begründung für die zeugungskapazitäten.
Wahl eines regulierten Redispatches wird
das potenzielle Risiko von „Gaming“ ge- Unter realen Marktbedingungen birgt je-
nannt. Mögliche Vorteile, die ein marktba- des „Gaming“ auch Risiken für den „Ga-
sierter Ansatz liefern würde, werden dage- mer“. Die Vernachlässigung dieser Risiken
gen ignoriert.
führt zwangsläufig dazu, dass die Gaming-
Bedrohung überschätzt wird.
Eine Beurteilung von Gaming-Ri- Risiken ergeben sich aus der Schwierigkeit,
die Wechselwirkungen zwischen Bietver-
siken auf Basis einer theoreti-
halten und Netzbetreiberaktionen zu anti-
schen Analyse ist unzureichend zipieren. Ein drohender Reputationsverlust
für den „Gamer“ wirkt zusätzlich abschre-
Wesentlicher Vorteil eines regulierten An-
ckend.
satzes ist es, eben keine Anreize für das so-
genannte inc-dec-Gaming zu erzeugen. Die folgenden Beispiele illustrieren einige
Die Notwendigkeit dieses Schrittes wird mit „Gaming“ verbundene Risiken für den
derweilen intensiv und kontrovers in aka- „Gamer“:
demischen Kreisen diskutiert.
▪ Der Einfluss verschiedener Bietstrate-
Grundsätzlich sind Anreize für strategi- gien auf Engpässe hängt stark von
sches Verhalten jedem Energiemarkt im- den Netzcharakteristika ab.
manent. Auch heute ist es Marktteilneh- ▪ Diese können wiederum durch den
mern gestattet, ihr Portfolio über verschie- Netzbetreiber beeinflusst werden, z.B.
dene Zeiträume – Day-ahead, Intraday durch Schaltmaßnahmen und Topolo-
und Balancing – zu optimieren. Entste- gieänderungen der Netze.
hende Arbitragemöglichkeiten sind Teil ▪ Bei der Optimierung des Netzbetriebs
des Marktes und dienen dazu, den Wert greifen Netzbetreiber auf immer neu-
von Produktions- und Lastflexibilität effi- ere Technologien, wie z.B. Phasen-
zient zu allokieren. Ein ähnliches Prinzip gilt schieber, regelbare Ortsnetztransfor-
für marktbasierten Redispatch. matoren oder Blindleistungsbereitstel-
lung aus dezentralen Erzeugungsan-
In der vom BMWi beauftragten Analyse
lagen, zurück. Dieses umfangreiche
wird eine Reihe vereinfachender Annah-
Maßnahmenportfolio erhöht die
men getroffen, die eine objektive und be-
Komplexität der Vorhersage mögli-
lastbare Beurteilung der mit markt-basier-
cher Engpässe deutlich.
tem Redispatch verbundenen Risiken nicht
▪ Auch die Teilnahme von Lasten am
zulassen:
marktbasierten Redispatch erhöht den
▪ Die Analyse geht von einer perfekten Wettbewerb der Anbieter und das Ri-
Prognose der entstehenden Eng- siko einer Fehleinschätzung durch den
pässe, Preise und Redispatch-Volu- „Gamer“.
mina aus.
4Eine Vernachlässigung dieser realen Risi- auch bilaterale Verträge mit weiteren Anla-
ken führt zwangsläufig zu einer Überschät- gen geschlossen werden, die einer Über-
zung des inc-dec-Gaming-Potenzials. prüfung durch die Regulierungsbehörde
unterliegen. Diese Verträge sind vergleich-
Risiken und Gaming-Möglichkeiten kön- bar mit Abkommen, die die deutschen
nen durch das Marktdesign und entspre- ÜNB mit ausländischen Kraftwerken für Re-
chende regulatorische Ausgestaltung (z.B. dispatch schließen. Sie sind zwar reguliert,
Preisobergrenzen, Beschränkungen bei jedoch nicht kostenbasiert [TenneT 2019].
Preisunterschieden zwischen den Märkten,
usw.) maßgeblich beeinflusst werden. Des Weiteren wurde ein Mechanismus zur
Diese Risiken und ihre Rückwirkungen auf Nutzung von marktbasiertem Redispatch
das Bietverhalten werden von Hirth et al. zur Überbrückung von Verzögerungen
bei ihrer Bewertung eines marktbasierten beim Netzausbau etabliert. Wenn ein
Ansatzes nicht ausreichend berücksichtigt. Netzbetreiber eine Überlastung prognosti-
Die Unvollständigkeit der Analyse lässt so- ziert, kann Redispatch gemäß dem nieder-
mit keine abschließende Bewertung über ländischen Grid Code angewendet wer-
die Notwendigkeit regulierter Redispatch- den. Dieser sieht vor, dass eine Kosten-
Verfahren zu. Nutzen-Analyse durchzuführen ist, um die
Notwendigkeit eines (temporären) Redis-
patchs nachzuweisen. Darüber hinaus
muss der Netzbetreiber realistische Inves-
In der Praxis zeigt sich eine - im titionspläne vorlegen, die aufzeigen, wie
Vergleich zum theoretischen Po- der Engpass beseitigt wird. Die Energy
tenzial - deutlich geringere Rele- Supply Consultation Group (OTE) – ein In-
dustriegremium – hat zusätzlich noch ei-
vanz von Gaming
nen Vorschlag erarbeitet, um marktbasier-
Eine quantitative modellbasierte Untersu- tes Redispatch dauerhaft einsetzen zu dür-
chung der Risiken der verschiedenen Re- fen [OTE 2018]. Ein solcher Mechanismus
dispatchoptionen ist nicht Teil dieses Dis- wird auch vom CEP als Alternative zum
kussionspapiers. Einige relevante internati- Netzausbau propagiert.
onale Beispiele sollen jedoch veranschauli-
Um Gaming vorzubeugen, darf marktba-
chen, wie wichtig es ist, die tatsächlichen
siertes Redispatch nur in Gebieten ange-
Risiken der Teilnehmer zu berücksichtigen.
wendet werden, in denen ausreichender
Andere europäische Länder setzen schon Anbieterwettbewerb sichergestellt ist (min-
länger auf marktbasierte Ansätze. Anhand destens drei oder mehr Anbieter). Andern-
von drei Beispielen wird analysiert, in wel- falls greift ein regulierter Mechanismus.
chem Maß Gaming stattfindet und welche
Gaming konnte im aktuellen System nicht
Maßnahmen zur Gaming-Beschränkung
nachgewiesen werden. Dies wird vor allem
genutzt werden.
darauf zurückgeführt, dass die Marktpar-
Beispiel 1: Redispatch in den Niederlanden teien sich der damit einhergehenden Risi-
ken bewusst sind. Regulatorische Eingriffe,
Im Übertragungsnetz kann der niederlän- Strafen und die Aufteilung der Gebotszone
dische Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind Teil des Maßnahmenportfolios zur
TenneT Regelenergieangebote, die einen Gaming-Begrenzung. Als Resultat be-
Standort angeben und eine Aktivierungs- obachten sich die Marktteilnehmer gegen-
zeit von mehr als 30 Minuten haben, für seitig und informieren die
Redispatch nutzen. Zusätzlich können
5Regulierungsbehörde, wenn verdächtiges des unterjährlichen Lieferumfangs
Verhalten auftritt. zeigt kein atypisches Verhalten.
▪ Zusätzlich wurden alle Bilanzkreise
Bisher konnte in den Niederlanden - trotz von Energinet auf Abweichungen zwi-
des theoretischen Potenzials - kein erkenn- schen angemeldeten Fahrplänen und
barer Anstieg von Engpässen durch Ausgleichsenergie in Stunden von
Gaming der Marktteilnehmer beobachtet Special Regulation überprüft. Einige
werden. Marktteilnehmer schienen tatsächlich
in Zeiten der Special Regulation weni-
ger Energie zu beschaffen als zur De-
Beispiel 2: Erfahrungen an der dänisch-
ckung ihrer Nachfrage erforderlich
deutschen Grenze
gewesen ist. Es war jedoch kein ein-
Im Falle eines Engpasses an der dänisch- heitliches und systematisches Verhal-
deutschen Grenze führen die ÜNB auf bei- ten feststellbar. Grund für das Fehlen
den Seiten der Grenze Countertrading einer systematischen Unter- oder
durch. Hier entsteht ein mögliches Überdeckung ist wahrscheinlich die
Gaming-Potenzial, da der dänische ÜNB Schwierigkeit, Volumen und Dauer
Energinet Anbieter von Regelenergie für der Special Regulation mit ausrei-
den Redispatch als so genannte Special chender Genauigkeit vorherzusagen.
Regulation einsetzt [Energinet, TenneT Es konnten nur 10 % der anfallenden
2019]: Ausgleichsenergie während der Spe-
cial Regulation dem Unterbieten zu-
▪ Erzeuger-Bilanzkreise könnten in sol- geordnet werden [Energinet, TenneT
chen Fällen mit hoher Erzeugung in 2019].
den Spotmarkt bieten und gleichzeitig
negative Regelenergie anbieten. Sie Das dänisch-deutsche Grenzbeispiel zeigt,
würden also für ein von ihnen verur- dass die theoretischen Gaming-Möglich-
sachtes Problem Zahlungen erhalten. keiten in der Praxis bei weitem nicht aus-
▪ Verbraucher-Bilanzkreise könnten geschöpft werden.
weniger Strom als benötigt einkaufen,
positive Regelleistung anbieten und Beispiel 3: Redispatch in Großbritannien
dann mehr beziehen. In Großbritannien wird ein effizienter Netz-
Solches Bietverhalten ist eine Variante des betrieb mit marktbasiertem Redispatch fol-
inc-dec-Gaming und könnte dann möglich gendermaßen gewährleistet:
werden, wenn Einsatzzeit und -volumen 1. Der ÜNB wird beanreizt, Engpässe kos-
der Special Regulation gut prognostizier- teneffizient zu lösen. Er verfügt hierfür
bar wäre. Energinet und TenneT haben über hohen Gestaltungsspielraum. Re-
deshalb eine Analyse zu Gaming durchge- dispatch-Anbieter können bspw. über
führt und die folgenden Erkenntnisse ge- verschiedene Zeiträume und Entgelte
wonnen [Energinet, TenneT 2019]: kontrahiert werden – anstatt einen kos-
▪ Es konnten keine Anzeichen für die tenbasierten Zwangsmechanismus zu
Ausnutzung von Preisarbitrage er- nutzen. Der ÜNB kann also frei wählen,
kannt werden. Konventionelle Kraft- wie er mit Flexibilitätsanbietern Verträge
werke haben in den letzten drei Jah- abschließt. Dazu gehört auch die Nut-
ren ein steigendes Volumen an Spe- zung von Regelenergieangeboten für
cial Regulation geliefert. Die Analyse Redispatch.
62. Alternative Flexibilitätsquellen werden übersetzt: „Marktteilnehmer dürfen keinen
durch Ausschreibung und Einbezie- exzessiven Nutzen aus der Stromerzeu-
hung von innovativen Technologien gung während Netzengpässen erwirt-
und der Lastseite (seit den 90iger Jah- schaften“. Diese Bedingung ist weit davon
ren) erschlossen. In jüngster Zeit wur- entfernt, eine kostenbasierte Regelung zu
den bspw. Batteriespeichersysteme sein. Es handelt sich im Wesentlichen um
durch Ausschreibungen kostengünstig eine Bestätigung des Marktmechanismus
kontrahiert. Obwohl nicht alle diese An- und Ansatzes, der Missbrauch einschränkt.
bieter an den richtigen Netzstandorten Darüber hinaus fungiert das Wettbewerbs-
sind, können viele von ihnen standort- recht als ultimative Rückfallebene, der den
spezifische Netzdienstleistungen anbie- Missbrauch einer marktbeherrschenden
ten. Stellung ausschließt.
3. Trotz der Marktorientierung verfügt die
Regulierungsbehörde über weitrei- Ofgem schätzt, dass die TCLC seit ihrer
chende Befugnisse. Dazu gehört u.a. Einführung zu Kosteneinsparungen von
die Möglichkeit, Geldbußen von bis zu 156 Millionen Pfund geführt hat [Ofgem
10 % des weltweiten Umsatzes als Strafe 2017]. Zusätzlich gab es seitdem nur einen
bei Verstößen gegen das Wettbewerbs- einzigen regulatorischen Eingriff. Durch
recht zu verhängen. Dieser regulatori- eine Reformulierung des TCLC wurde de-
sche Backstop entfaltet eine entspre- ren Umfang auf die Reichweite der REMIT-
chende Wirkung, die von den Markt- Richtlinie reduziert. Die Wirkung bleibt je-
parteien ernst genommen wird. doch bestehen.
Dennoch wird der marktbasierte Ansatz Das britische Beispiel zeigt die Effektivität
auch in GB kontinuierlich überprüft und von wenig restriktiven, aber gezielten re-
dessen Wirksamkeit überwacht. Dabei wird gulatorischen Maßnahmen, um die Vor-
auch die Erfahrung aus der Einführung des teile eines marktbasierten Ansatzes zu er-
BETTA-Marktes im Jahr 2005 genutzt. Da- zielen und gleichzeitig die Gaming-Risiken
mals wurde schottischen Erzeugern der zu begrenzen.
Zugang zum britischen Markt gewährt. Die
Der gemeinsame Nenner der Beispiele für
Einführung des "Connect-and-Manage"-
eine erfolgreiche Implementierung von
Regimes ermöglichte neuen Windkraftan-
marktbasierten Redispatch-Ansätzen ist
lagen in Schottland einen Marktzugang,
die Begleitung durch eine effektive Regu-
bevor Netzverstärkungsmaßnahmen fer-
lierung. In Großbritannien konnte mit der
tiggestellt werden konnten. Dadurch ver-
Umformulierung der Bedingungen für Fle-
schärfte sich ein bestehender Engpass zwi-
xibilitätsanbieter im Jahr 2017 sogar eine
schen Schottland und England.
Reduktion des regulatorischen Rahmens
Der Regulierer Ofgem identifizierte das durchgesetzt werden, da einige der Anfor-
Gaming-Potenzial, war aber der Ansicht, derungen bereits durch die REMIT-Anfor-
dass er unter dem damals gültigen Regime derungen abgedeckt waren.
nicht eingreifen konnte.
Sieben Jahre, nachdem Schottland dem
Markt beigetreten war, führte Ofgem die
Transmission Constraint License Condition
(TCLC) für Erzeuger ein. Diese definiert,
unter welchen Umständen Bietverhalten als
inakzeptabel gilt. Darin heißt es frei
7Ein marktbasierter Redispatch- bereits gezeigt, dass die Nutzung von An-
lagen, die näher am Engpass liegen, den
Ansatz schafft kurz- und mittel-
Redispatchbedarf der eingesetzten Gene-
fristig einen erheblichen zusätzli- ratoren, die typischerweise weit entfernt
chen wirtschaftlichen und ökolo- vom Engpass liegen, deutlich reduzieren
gischen Nutzen [Deuchert 2019]. Das vollständige Potenzial
wird jedoch erst sichtbar, wenn gleiche
Ein kostenbasierter Ansatz stellt immer nur Wettbewerbsbedingungen für Erzeugung
die zweitbeste Lösung gegenüber echtem und Last geschaffen werden.
Wettbewerb dar. Dies gilt für den Strom-
markt genauso wie für andere Märkte. VNB benötigen effektive Instrumente für
Wettbewerbsorientierte Marktkräfte för- Engpassmanagement, um die Energie-
dern Effizienz und setzen Anreize zur kon- wende zu unterstützen.
tinuierlichen Verbesserung von bestehen- Die Durchdringung von dezentralen Ener-
den Erzeugungskapazitäten sowie Investi- giesystemen wird weiterwachsen. In Kom-
tionen in neue Anlagen. Gerade die mittel- bination mit der Sektorkopplung sehen
and langfristige Perspektive und ihre Rück- sich Verteilnetzbetreiber mit zunehmen-
wirkung auf Investitionsentscheidungen den Engpässen konfrontiert. Diese Treiber
geht bei einer zu starken Fokussierung auf zeigen, dass der Bedarf an lokalem Eng-
kurzfristige Grenzkosten verloren. Diese passmanagement auch mit der Zeit nicht
dynamische Effizienz ist wichtig, da Markt- abnehmen wird. Wenn Flexibilität nicht ef-
teilnehmer ihre Entscheidungen über kurz- fektiv bereitgestellt werden kann, werden
fristig regulierte Kosten hinaus treffen. sich Sektorkopplung und Dekarbonisie-
Die Steigerung der Wettbewerbsintensität rung verzögern und große Investitionen in
in einem marktbasierten System ermög- die Netzinfrastruktur werden notwendig.
licht es auch Speicherbetreibern und der Eine Studie von IAEW und E-Bridge hat
Nachfrageseite, ihre Flexibilitätsdienste an- deutschlandweit Verteilnetze mit mehr als
zubieten. In einem kostenbasierten System 1,8 Millionen Simulationen analysiert, um
können diese Anbieter nur eingeschränkt die Auswirkungen der Berücksichtigung
miteinbezogen werden, da ihre kurzfristi- von Lastflexibilitäten und Speichern auf
gen Grenzkosten nicht einheitlich und den Netzausbaubedarf zu quantifizieren.
nachvollziehbar bestimmt werden können.
Dieses Problem stellt sich mit einem markt- Wenn Verteilnetzbetreiber Zugang zu die-
basierten Ansatz nicht. ser Flexibilität erhalten, könnte der zusätz-
liche Investitionsbedarf im Verteilnetz bis
Das ungenutzte Flexibilitätspotenzial, das 2035 um 55 % von 36,8 Mrd. EUR auf rund
über alle Spannungsebenen hinweg mit ei- 16,8 Mrd. EUR gesenkt werden. Selbst
nem marktbasierten Ansatz auch regional wenn die Kosten für IKT in Verteilnetzen
aktiviert werden kann, ist enorm. Dezent- berücksichtigt werden, können die jährli-
rale Systeme (E-Autos, Wärmepumpen, chen Kosten um 1,6 Milliarden Euro pro
Speichersysteme) können bis 2030 bis zu Jahr reduziert werden.
22,5 GW an Flexibilität bereitstellen - und
das könnte sogar eine zu konservative Ein- Neben diesen Einsparungen werden er-
schätzung sein [E-Bridge, IAEW 2019]. hebliche ökologische Vorteile erwartet.
Durch die Nutzung der Flexibilität kann die
Die Berücksichtigung von Großkunden ver- EE-Abregelung um bis zu 65 % reduziert
bessert die Effektivität des Redispatchs wei-
ter. Verschiedene Pilotprojekte haben
8und so CO2-Emissionen eingespart werden bestehenden Märkten und kann sogar
[E-Bridge, IAEW 2019]. dazu beitragen, sie zu stärken. Der in den
Niederlanden eingeführte Mechanismus
zeigt, wie der Flexibilitätsmarkt in den be-
stehenden Intraday-Markt integriert wer-
Die Autoren schlagen vor, das den kann.
bestehende regulierte Regime
Ein marktbasierter Redispatch könnte dar-
um einen marktbasierten Ansatz
über hinaus nicht nur die Effizienz des Re-
zu ergänzen („Hybrider Ansatz“) dispatchs in Deutschland erhöhen, son-
dern auch den grenzüberschreitenden Re-
Engpässe werden sowohl im Übertra-
dispatch verbessern.
gungs- als auch Verteilnetz über viele
Jahre oder gar Jahrzehnte bestehen blei- Die Ausgestaltung des marktbasierten An-
ben. Die Notwendigkeit der Nutzung des satzes sollte kontinuierlich so weiterentwi-
gesamten verfügbaren Flexibilitätspotenzi- ckelt werden, dass er sukzessive den regu-
als steigt damit weiter und wird ein immer lierten Ansatz ablöst. Dabei kann auf den
wichtigerer Baustein für den Erfolg der gesammelten Erfahrungen aufgebaut und
Energiewende. so das Vertrauen in den marktbasierten
Ansatz gestärkt werden.
Ein nachhaltiges und wirksames Redispatch
muss daher die Vorteile eines marktbasier-
ten Ansatzes nutzen und gleichzeitig die
Auswirkungen von Gaming begrenzen.
Schlussfolgerungen
Der marktbasierte Ansatz sollte zunächst
Vor dem Hintergrund einer fehlenden Ko-
nur auf die Flexibilitäten angewendet wer-
ordination zwischen Netzausbau und EE-
den, die vom derzeitigen regulierten Re-
Ausbau, kombiniert mit einer schwieriger
gime nicht erfasst werden – also kleine
werdenden Umsetzung von Infrastruktur-
Speicher-Systeme und die Lastseite. So
maßnahmen, wird der Bedarf an Engpass-
können sich der regulierte und der markt-
management weiterwachsen und langfris-
basierte Mechanismus sinnvoll ergänzen.
tig zu hohen Kosten führen. Effiziente Ver-
Insbesondere durch die komplementäre fahren zum Management dieser Engpässe
Nutzung des regulierten Ansatzes können sind ein zentraler Baustein der Energie-
die Gaming-Risiken des marktbasierten wende.
Mechanismus effektiv begrenzt und kon-
Das BMWi sieht einen regulierten Ansatz
trolliert werden.
als einzige Möglichkeit für Redispatch vor.
Dieses hybride Modell ermöglicht die kon- Begründet wird diese Entscheidung durch
trollierte Einführung eines marktbasierten potenzielle Gaming-Risiken im Rahmen
Redispatchs. Es erhöht so die Anzahl der der von der EU präferierten marktbasierten
verfügbaren Flexibilitätsressourcen und Verfahren. Diese Einschätzung basiert auf
stärkt den Wettbewerb, ohne die wirt- theoretischen Analysen.
schaftliche Effizienz zu gefährden.
Allerdings bilden die vom BMWi beauf-
Ein solches Hybridsystem stellt auch sicher, tragten theoretischen Analysen die in der
dass die einheitliche Gebotszone in Praxis existierenden und relevanten Risiken
Deutschland nicht beeinträchtigt wird. Der der Marktparteien nicht ab. Eine Analyse
Ansatz ist komplementär zu den von realen Beispielen aus den
9Niederlanden, Dänemark und Großbritan- Abregelung von Erneuerbaren-Energien
nien mit Gaming-Risiken zeigt, dass das in um bis zu 65 % reduziert werden.
der Praxis zu beobachtende Fehlverhalten
deutlich geringer als theoretisch möglich Die Autoren empfehlen die Einführung ei-
ausfällt und effektiv reduziert werden kann. nes marktbasierten Verfahrens flankierend
Durch die Entscheidung für den regulierten zum regulierten System. Durch die Ausge-
Ansatz steht ein hoher Anteil der verfüg- staltung des marktbasierten Verfahrens
baren Flexibilität für Redispatch nicht zur kann gewährleistet werden, dass die Vor-
Verfügung. teile genutzt und die Gaming-Risiken mini-
miert werden. Dadurch lässt sich der
Die ökonomischen und ökologischen Vor- marktbasierte Ansatz in der Praxis erpro-
teile des durch marktbasierte Verfahren ben und kann mit wachsender Erfahrung
zusätzlich erreichbaren Flexibilitätspotenzi- weiterentwickelt werden und im Laufe der
als ist enorm. IAEW und E-Bridge schätzen Zeit das regulierte System teilweise oder
das zusätzliche Potenzial auf ca. 25 GW bis vollständig ersetzen.
2030. Dadurch könnten bis zu 20 Mrd. EUR
an Netzinvestitionen eingespart und die
Literaturverzeichnis
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[Energinet, Tennet 2019] Energinet, Tennet,
Kontaktpersonen
Monitoring report - DK1-DE Countertrade fol-
lowing joint declaration 2018, March 2019. Dr. Jens Büchner / jbuechner@e-bridge.com /
+49 228 90906510
[Hirth et al. 2019] L. Hirth, C. Maurer, I. Schlecht,
Enno Böttcher / enno.boettcher
B. Tersteegen, Strategisches Bieten in Flex-
@NODESmarket.com / +47 468 19 423
Märkten, Energiewirtschaftliche Tagesfragen,
Stephen Woodhouse / stephen.woodhouse
Heft 6, 2019.
@poyry.com/ +44 7970 572444
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