Flexibilität im Stromsystem: Was heißt das eigentlich?

Obwohl der Ruf nach Flexibilität groß ist, bleibt der Begriff selbst schwammig und wird in den unterschiedlichsten Ausführungen genutzt. Flexibilität ist eben nicht gleich Flexibilität. Und so ist es in der Diskussion um mehr Flexibilität oftmals nicht ganz klar, wo Flexibilität wirklich gebraucht wird und wo bereits genügend Flexibilität im Stromsystem vorhanden ist. 

Gemeinsam mit unseren Flexibilitätsexperten bei Next Kraftwerke haben wir uns vier Themenfelder rund um die Flexibilität näher angesehen: Flexibilität und Zeit, Flexibilität und Raum, Flexibilität und neue Technologien sowie Flexibilität und Markt. Und wir wollen herausfinden, wo wir aktuell stehen und wo mögliche Herausforderungen oder Lösungen für Flexibilität im Stromsystem schlummern. 

Im allgemeinen Sprachgebrauch versteht man unter Flexibilität eine Anpassungsfähigkeit, die meist spontan gefordert wird. Flexibel ist, wer sich schnell an sich ändernde äußere Umstände anpassen kann. Im Stromsystem wird Flexibilität gebraucht, um die Stabilität eines Systems zu erhalten bzw. wiederherzustellen, denn nur durch flexible Reaktionen auf sich ständig verändernde Zustände – ein schwankender Stromverbrauch, fluktuierende Stromerzeugung – kann das allgemeine System wieder ins Gleichgewicht gebracht werden. 

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) definiert Flexibilität im Stromsystem als „die Veränderung von Einspeisung oder Entnahme in Reaktion auf ein externes Signal (Preissignal oder Aktivierung) mit dem Ziel, eine Dienstleistung im Energiesystem zu erbringen“. 
Flexibilität kann an verschiedenen Parametern gemessen werden, wie beispielsweise die Schnelligkeit ihrer Erbringung, der Ort, wo die Flexibilität zur Verfügung steht oder die Flexibilitätsmenge. 
 

Die BNetzA benennt bei ihren Parametern, die Flexibilität charakterisieren, gleich zwei zeitliche Parameter: Reaktionszeit und Dauer. Diese deuten auf zwei wichtige Themen im Diskurs um Flexibilität und Zeit hin: wie schnell und wie lange können flexible Kapazitäten bereitgestellt werden? Die Vergütung der Reaktionszeit der Flexibilität zeigt sich beispielsweise deutlich an den Preisen des Regelenergiemarkts. Hier ist die Vergütung für die am schnellsten einsetzbare Regelenergie, die PRL im Vergleich zu SRL und MRL höher. Die Dauer bezieht sich auf die Länge der Bereitstellung der Flexibilität. Doch ab wann sprechen wir überhaupt noch von Flexibilität oder bereits von Kapazität? Tatsächlich ist es gar nicht so unumstritten, was als Flexibilität und was als Kapazität bezeichnet wird. Elias De Keyser, Experte für Energie und Flexibilität bei Next Kraftwerke, sieht die größte Herausforderung der Energiewende nicht in der Kurzfristigkeit, sondern in flexibel einsetzbaren langfristigen Kapazitäten:

Deutlicher wird der Gebrauch von sowohl kurzfristiger, als auch langfristiger flexibler Kapazität und den daran gekoppelten Herausforderungen an folgenden Beispielen:

Die Einspeisung von Wind und PV sowie der Stromverbrauch schwanken im Tagesverlauf teils stark. Ereignisse wie beispielsweise eine plötzliche Wolkendecke und demnach weniger PV-Einspeisung müssen möglichst gut prognostiziert und anschließend schnell ausgeglichen werden. Je steiler die Rampe des Ereignisses ist, also je schneller und heftiger die unvorhergesehene Änderung eintritt, desto reaktionsschneller muss die Technologie sein, die Flexibilität zur Glättung der Schwankung bereitstellt. Lösungen sind beispielsweise Batterien oder flexible Kraftwerke, deren Flexibilitätspotenziale beispielsweise in Virtuellen Kraftwerken gebündelt und so dem Regelenergiemarkt zugänglich gemacht werden. In Deutschland ist die Integration von erneuerbaren Energien an den kurzfristigen Flexibilitätsmärkten bereits recht weit fortgeschritten.

Langfristige flexible Kapazitäten werden nicht zum untertägigen, sondern zum saisonalen Ausgleich von Schwankungen der Einspeisung und des Verbrauchs benötigt. Insbesondere in den Wintermonaten kann es zu Wetterlagen kommen, in denen wenig Wind weht und die Sonne kaum scheint und somit die Einspeisung von Wind und Solar niedrig ist. Diese Situation nennt man auch Dunkelflaute. Der Stromverbrauch bleibt während dieser Phasen jedoch, bedingt durch die Wintersaison, hoch. Emotional diskutiert wird die Frage, wie die Dunkelflaute überbrückt werden kann. Das aktuelle Vorgehen sieht eine Überbrückung mit Hilfe von konventionellen Kraftwerken vor, denn die erneuerbaren Energien können, nach aktuellem Ausbaustand, langanhaltende Dunkelflauten noch nicht alleine bewältigen. Gerne wird diese Tatsache von Gegnern der Energiewende und Kohlelobbyisten als Beweis herangezogen, dass ein Stromsystem ohne konventionelle Kraftwerke nicht umzusetzen wäre. Wir widersprechen dieser Aussage und vertreten den Standpunkt, dass die Dunkelflaute aktuell noch ein Problem darstellt, das heute nicht alleine durch die Erneuerbaren gelöst werden kann. Es gibt jedoch bereits zahlreiche Konzepte, Cleantech-Technologien und Ansätze, um die Dunkelflaute zu bezwingen und ein adäquates Stromsystem, das diese Potenziale zu nutzen weiß, wird auch in Zeiten der Dunkelflaute in Zukunft auf konventionelle Energie verzichten können. Sie wollen wissen, von welchen Lösungen wir sprechen? Dann lesen Sie unseren Beitrag zur Dunkelflaute, in welchem wir die verschiedenen Konzepte und deren Potenziale ausführlich diskutieren.

Die räumliche Komponente wird bei den Diskussionen rund um Flexibilität im Stromsystem oftmals übersehen. Dabei sind die Fragen, in welchen räumlichen Einheiten wir Flexibilität betrachten und wie wir dafür sorgen, dass Flexibilität auch dort ankommt, wo sie gebraucht wird, essentiell.

In welcher Raumeinheit Flexibilität gedacht wird, ist in den meisten Fällen durch den Markt definiert. In vielen Ländern Europas ist die bestimmende Raumeinheit noch die Nation. Noch, denn in der EU wird eine Harmonisierung der europäischen Flexibilitätsmärkte angestrebt. Dies ist in den Balancing Guidelines festgeschrieben. Statt Länder einzeln zu betrachten soll nun europaweit Flexibilität genutzt werden können. Wenn die Guidelines umgesetzt werden, dann ist Flexibilität keine nationale, sondern zunehmend eine europäische Angelegenheit. 

Doch auch kleinere Raumeinheiten werden diskutiert, in denen lokales Netzungleichgewicht durch lokale Flexibilität ausgeglichen wird. Diese Betrachtung ist beispielsweise in Smart-City-Ansätzen zentral, in denen die Stadt mit einer intelligenten und vernetzten Infrastruktur Lastspitzen innerhalb der Raumeinheit Stadt ausgleicht.

Allerdings kann die räumliche Bestimmung der Flexibilität durch den Markt nicht immer in den Netzen ausgeführt werden. So ist bei der Harmonisierung der europäischen Märkte ein voranschreitender Netzausbau essentiell. Denn nur dann kann der bilanziell gehandelte Strom auch physikalisch geliefert werden. Engpässe entstehen hier aktuell vor allem an den Grenzkuppelstellen, also den Übergabepunkten der Stromnetze zwischen den Ländern. Wenn mehr Strom an der Börse gehandelt wird, als geliefert werden kann, führt das zu negativen Effekten, wie dem Bruch von Lieferverträgen und damit verbundenen Strafkosten oder in technischer Sicht zu Loopflows. Markt und Netz müssen also aufeinander abgestimmt werden, was uns direkt zur nächsten Frage führt.

Nicht nur an den Grenzkuppelstellen kommt es zu Netzengpässen. Auch innerhalb Deutschlands sorgt beispielsweise die ungleiche räumliche Verteilung der Windenergie zu einer Belastung der Netze. Daraus entstehen Netzengpasssituationen, die mit Hilfe von netzdienlicher Flexibilität ausgeglichen werden müssen. Bisher wird dies von den Übertragungsnetzbetreibern von oben per Redispatch und Einspeisemanagement geregelt. Das Problem dabei ist, dass diese Maßnahmen teuer sind, die Kosten dafür aber nicht vom Markt abgebildet werden. Dass der Markt die Kosten der Stromlieferung durch die Netze nicht adäquat abbildet, haben wir bereits in einem älteren Blogbeitrag über die Illusion der Kupferplatte im Stromsystem thematisiert. Die Frage ist also: Wie können Markt und Netz besser aufeinander abgestimmt und die Bewirtschaftung von Netzengpässen effektiver und günstiger vollzogen werden? Und auch hier gibt es bereits verschiedene Ansätze.

Nodal pricing bildet mit dynamischen Netznutzungsgebühren die Kosten der Nutzung der Netze am Markt ab und kann als Möglichkeit eines präventiven Engpassmanagements verstanden werden. Dabei wird das Netz nicht in Zonen, sondern in sogenannte nodes (Einspeiseknotenpunkte) eingeteilt. An jedem Node herrscht ein anderer Preis, der sich nach dem Strompreis und nach den Kosten der Stromlieferung richtet. Unterschiedliche Preise zwischen den nodes im selben Marktsystem reflektieren so unterschiedlichen Kosten der Netznutzung. Vorteile ergeben sich dadurch, dass Preissignale gesendet werden, die das Nutzen der Netze bei einer starken Beanspruchung teurer machen und so Preissignale für eine Entlastung der Netze senden. Ein weiterer Vorteil ist, dass dadurch zusätzlich Investitionssignale gesendet werden, die Anreize schaffen dort Kapazitäten zuzubauen, wo Netze bisher wenig belastet sind und somit günstiger eingespeist werden kann. Nodal pricing wird beispielsweise in Neuseeland und in einigen Bundesstaaten der USA betrieben. Ob nodal pricing wirklich eine praktikable Lösung ist, ist allerdings umstritten. Kritikpunkte sind beispielsweise, dass der Markt an Liquidität verliert und an den einzelnen Knotenpunkten zu wenig Wettbewerb herrscht. Außerdem ist die Umsetzung sehr komplex und, wie bisherige Beispiele zeigen, fehleranfällig und instabil.

Die Energiewende findet vor allem in den Verteilnetzen statt, doch die Verteilnetzbetreiber nehmen bisher nur eine untergeordnete Rolle in einer lokalen Netzengpassbewirtschaftung ein. Dies soll sich mit dem Redispatch 2.0 schrittweise ändern, der im Oktober 2021 eingeführt werden soll und dann das bisherige Einspeisemanagement in Deutschland ablöst. Vereinfacht bedeutet dies: EE-Anlagen werden in den Redispatch einbezogen und die ad-hoc Maßnahmen des Einspeisemanagements werden durch ein planbares Redispatch-Regime ersetzt. 

Inwiefern eine stärkere Einbindung des Marktes auch bei dieser Ausgestaltung des Netzengpassmanagements sinnvoll sein kann, ist im Hinblick auf den neuen Redispatch umstritten. Wie viel Flexibilität muss regulatorisch bereitgestellt werden? Was kann der Markt beitragen? Wo ist das perfekte Gleichgewicht zwischen Kupferplatte und Netzflexibilität und welche Akteure sollen integriert werden? Unser Experte für netzdienliche Flexibilität, Tobias Nitze, benennt die größten Diskussionspunkte wie folgt: 

Der Ausbau von neuen und smarten Technologien wird das Erreichen der Energiewende erst ermöglichen. Neben flexiblen Verbrauchern wie PtX-Technologien, sind besonders Big Data und künstliche Intelligenzen hoch im Kurs, wenn es darum geht Flexibilitätspotenziale im Stromsystem nutzbar zu machen. 

Doch auch hier hilft ein differenzierter und unverklärter Blick auf die jeweilige Technologie und darauf, was sie leisten kann, wie Sebastian Hölemann, unser Experte für VPP Solutions, betont:

Einem ähnlichen Ansatz folgt auch das Virtuelle Kraftwerk, das die Potenziale von zahlreichen, bereits vorhandenen Erzeugern, Verbrauchern und Speichern in einem Schwarm bündelt und gezielt durch die Analyse und Auswertung interner und externer Daten steuert. 

Neben dem besseren Nutzbarmachen bereits vorhandener Potenziale gibt es auch neue technologische Flexibilitätsoptionen, wie beispielsweise E-Auto-Batterien und PtX. Die Technologien sind bereits vorhanden, doch ihre Marktdurchdringung ist noch nicht so weit fortgeschritten, dass sie einen entscheidenden Beitrag leisten. Gründe hierfür liegen an den oftmals noch zu hohen Preisen sowie einer mangelnden regulatorischen Unterstützung.

Im Verlauf dieses Artikels kam der Markt als wichtiger Akteur immer wieder vor. Denn die oftmals günstigste Alternative, um an Flexibilität zu kommen, ist es finanzielle Anreize zur Bereitstellung von Flexibilität oder Anreize für den Ausbau von Flexibilität zu schaffen. Dies haben wir ja bereits im Hinblick auf die netzdienliche Flexibilität und neue Technologien diskutiert. Tobias Romberg, Projektmanager im Business Development, kommt zu einer interessanten Beobachtung:

Unsere Flexibilitätsexperten haben uns auf einige Herausforderungen in vier interessanten Themenfeldern aufmerksam gemacht: flexible Kapazität, mehr Markt bei netzdienlicher Flexibilität und die Einbindung von Verbrauchern, eine realistischere Einschätzung von dem, was Technologien leisten können sowie immer noch bestehende marktliche und regulatorische Hürden für Flexibilitätsanreize. Was ist Ihre Meinung? Wie stehen Sie zu den diskutierten Themen rund um Flexibilität im Stromsystem und wo sehen Sie die größten Herausforderungen? Schreiben Sie uns einen Kommentar und diskutieren Sie mit!