Digitalisierung
20.02.2017

Die Spielwiese der Energiewende

Foto: Siemens
In einem digitalen Smart Grid fließen neben Strom auch Daten zu Erzeugung, Verbrauch und Zustand der Netze.

Im Förderprogramm SINTEG digitalisieren Versorger die Energiewirtschaft und experimentieren mit dem Strommarkt der Zukunft. Dafür bekommen sie einzigartige Freiheiten.

Im Bundeswirtschaftsministerium hätte man kaum einen symbolträchtigeren  Termin wählen können. Als die Bundesverfassungsrichter Anfang Dezember in Karlsruhe die Klagen der alten Energiekonzerne auf Entschädigung für den Atomausstieg weitgehend abschmetterten, gab Energiestaatssekretär Rainer Baake in Berlin den Startschuss zu einem großangelegten Projekt für die Energiewelt der Zukunft.

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Im Ministeriumsbau an der Spree übergab Baake die Förderbescheide für die fünf Modellregionen des Programms SINTEG. Der etwas kryptische, volle Name: „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“. Das Wirtschaftsministerium gibt dafür in den nächsten vier Jahren 200 Millionen Euro aus und hofft auf Investitionen der 200 beteiligten Unternehmen in Höhe von weiteren 300 Millionen Euro. Angesichts des Finanzvolumens versuchte Baake, den ganz großen Bogen zu schlagen: „Die Energiewende ist nicht nur ein wichtiges energiepolitisches Projekt, sie ist zugleich eine Modernisierungsstrategie.“

 

Vorbereitung auf neue Marktregeln

Immerhin ist die Förderung mehr als dreimal so hoch wie beim Vorläuferprojekt E-Energy, mit dem sich schon diverse Vorgänger von Wirtschaftsministerin Brigitte Zypries (SPD) an der Digitalisierung der Energiewirtschaft versuchten. Doch was SINTEG von Vorgängerinitiativen unterscheidet, sind weniger die Finanzen und die Vielzahl der beteiligten Unternehmen und Forschungsinstitute. Es sind der Selbstanspruch der Partner und die Freiheiten, die ihnen der Bund für die nächsten Jahre ermöglicht.

„Wir wollen erste Ergebnisse liefern, wenn das Marktdesign für die Zeit nach 2020 erarbeitet wird“, sagt Werner Beba von der Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg. Der Wirtschaftswissenschaftler koordiniert das am nördlichsten gelegene der fünf SINTEG-Projekte, NEW 4.0. Eigens für die Teilnehmer von SINTEG hatte der Bundestag kurz vor dem Jahreswechsel noch schnell Experimentierklauseln in den wichtigsten Energiegesetzen beschlossen. Sie machen zahlreiche Regionen in ganz Deutschland zu einer gigantischen Spielwiese für Energieunternehmen, Ökonomen und Digitalisierungsexperten.

 

Sicherheitsmechanismen gegen Missbrauch

Wenn die Netzstabilität gefährdet ist oder sich am kurzfristigen Intraday-Markt negative Preise abzeichnen, weil zu viel Strom im Netz ist, sollen die Teilnehmer Dienstleistungen für das Stromsystem erbringen können, ohne sich komplett an die jetzige Regulierung halten zu müssen.

Viele Energieunternehmen wollen derzeit etwa mit Batteriespeichern die Netze stützen, wenn Wind- oder Solarparks ihren Strom unregelmäßig erzeugen. Bisher fallen für Akkus und die anderen Technologien aber zwei Mal Netzentgelte an: beim Ein- und beim Ausspeichern der Elektrizität. Energieunternehmen drängen die Bundesregierung seit Jahren, diese Doppelbelastung zu streichen. Die SINTEG-Teilnehmer bekommen diesen Wunsch nun erfüllt.

Um Missbrauch vorzubeugen, haben die Abgeordneten im Bundestag mehrere Sicherheitsmechanismen vorgesehen. So sollen die Neuerungen „auf den Ausgleich von wirtschaftlichen Nachteilen der Teilnehmer beschränkt sein, die aus der Teilnahme an dem Förderprogramm ohne die Regelung resultieren würden“, wie es in der Gesetzesbegründung heißt. Verbliebene Gewinne sollen die Unternehmen an die Netzbetreiber abführen, damit diese die Netzentgelte für die Stromkunden senken können. Kontrollieren sollen das die Bundesnetzagentur oder Netzbetreiber. Genaueres muss das Bundeswirtschaftsministerium noch in einer Verordnung regeln. Wie genau sichergestellt werden soll, dass die SINTEG-Teilnehmer nicht auf Kosten der Stromkunden ihre Gewinne erhöhen, dürfte eine der spannendsten Detailfragen werden.

 

Transportleitungen fehlen

Die neuen Freiheiten kommen gerade dem NEW-4.0-Land Schleswig-Holstein sehr gelegen. Das Bundesland erzeugt wesentlich mehr Windenergie als es selbst verbraucht, kann sie aber nicht immer nach Süden abtransportieren, weil die nötigen Leitungen fehlen. Bei Engpässen im Netz schalten die Übertragungsnetzbetreiber deshalb Windparks kurzfristig ab. „Im vergangenen Jahr wurden in Schleswig-Holstein fast drei Terrawattstunden Windenergie abgeregelt“, berichtet Projektkoordinator Beba. „Dafür wurden 300 Millionen Euro Vergütung gezahlt.“ Das Geld für diesen Phantomstrom zahlen die Elektrizitätskunden.

In den SINTEG-Projekten wird deshalb daran gearbeitet, bei Bedarf zusätzliche Lasten zuzuschalten, damit die Energie noch sinnvoll genutzt werden kann. Außer Batterien können das Power-to-Gas-Anlagen wie in Hamburg oder im fränkischen Haßfurt sein, die Strom in Methan oder Wasserstoff umwandeln.

 

Netzdaten in Echtzeit

Stromintensive Unternehmen können das Netz stützen, wenn sie ihren Verbrauch verschieben. Auch hier hilft die Experimentierklausel. Denn bisher verlieren Firmen Privilegien bei den Netzentgelten, wenn sie Strom nicht über lange Zeit konstant abnehmen. „Lastdienliches Verhalten darf nicht bestraft werden“, fordert Beba.

Eine weitere zentrale Voraussetzung, damit das Lastmanagement greifen kann, ist die Echtzeitkommunikation über kritische Situationen im Netz. „Dieser Zustand muss erst einmal erkannt werden. Wenn ich Lastmanagement nutzen will, brauche ich eine Vorlaufzeit von ein bis zwei Stunden“, erklärt der Wirtschaftswissenschaftler. Der Bundesverband der Energiewirtschaft (BDEW) hat bereits vor zwei Jahren ein Ampelkonzept entwickelt. Bei drohenden Netzengpässen schalten die Netzbetreiber auf Gelb, und die Beteiligten haben noch Zeit, auf Märkten Systemdienstleistungen anzubieten, bevor bei Rot Zwangsmaßnahmen der Netzbetreiber greifen.

 

Zellen als Organisationsprinzip

Besser miteinander kommunizieren sollen auch die Betreiber von Übertragungs- und Verteilnetzen. Bisher sind die vier großen Transportnetzbetreiber für die Sicherheit des Stromsystems verantwortlich. Mit einer zunehmend dezentraleren Einspeisung sollen die Verteilnetze selbstständiger reagieren. Das süddeutsche Projekt C/sells hat aus diesem Ansatz seinen Namen bezogen: Netzabschnitte sollen wie Zellen zwar in einem Verbund, aber teilweise autonom funktionieren.

„Bisher weiß der Verteilnetzbetreiber nicht, wo das Problem im übergelagerten Netz ist, weil die Kommunikation zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber nicht da ist“, sagt Beba. Zusätzlich sollen die Verteilnetze mit intelligenten Zählern und anderer digitaler Technik ausgestattet werden, um Netzzustände genauer zu erfassen und Probleme frühzeitiger zu erkennen. Dadurch soll ein Teil des Leitungsausbaus auf Ebene der Verteilnetze eingespart werden. Die zweite große Transformation außer der Digitalisierung, die Echtzeitkommunikation ermöglicht, soll die Schaffung neuer dezentraler Marktplätze werden, die in Echtzeit funktionieren.

Bisher sind kurzfristige Einspeisungen und Abnahmen sowie Systemdienstleistungen zentral und häufig sogar nicht einmal marktlich organisiert. Im Intradayhandel wird bisher kaum auf Viertelstundenbasis gehandelt. Die Blindleistung, mit der die Spannung im Netz konstant gehalten wird, wird bisher nicht vergütet – ihre Bereitstellung wird einfach durch technische Richtlinien für Erzeugungsanlagen vorgeschrieben. Für das angeordnete Hochfahren von Kraftwerken hinter einem Netzengpass (Redispatch) gibt es keinen transparenten Marktplatz. Die Betreiber von Übertragungsnetzen und – in der Regel konventionellen – Kraftwerken vereinbaren die Vergütung bilateral. Für Regelleistung zur Frequenzhaltung gibt es zwar eine Ausschreibung, die erfolgt aber zentral durch die Übertragungsnetzbetreiber.

 

Dezentralere Wertschöpfung

Bei SINTEG sollen die Betreiber der Verteilnetze nun üben, mehr Verantwortung für die Systemstabilität zu übernehmen. Dadurch verlagert sich natürlich auch Wertschöpfung hin zu den neuen dezentralen Marktplätzen. Der schnelle, lokale Intradayhandel solle den Bedarf an Regelenergie reduzieren, sagt Beba. Durch die neue Vergütung für Systemdienstleistungen oder regional gehandelten Strom können sich erneuerbare Energien neue Finanzierungsmöglichkeiten erschließen. Bisher wird Ökostrom zentral an den Spotmärkten verkauft und durch die Übertragungsnetzbetreiber vergütet. Nach 2020 werden allerdings neue beihilferechtliche Leitlinien der EU-Kommission gelten. Bis dahin müssen die Mitgliedsstaaten marktwirtschaftlichere Vergütungsmechanismen finden.

Das Wirtschaftsministerium munitioniert sich bereits für die Diskussion und hat umfangreiche Beratungsleistungen ausgeschrieben. Die praxisnahen Erkenntnisse aus den SINTEG-Experimenten werden ebenfalls eine wichtige Rolle dabei spielen, wenn die Bundesregierung neue Regularien für den Strommarkt entwickelt. Deshalb ist auch die Zahl der Teilnehmer bei der vermeintlichen Spielerei so groß: Möglichst viele Energieunternehmen wollen dabei sein, wenn die Felder neu abgesteckt werden.

Manuel Berkel
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