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Enerige & Management > Digitalisierung - Reetz: "Das Netz ist keine Kupferplatte"
Bild: Sergey Nivens, Fotolia
DIGITALISIERUNG:
Reetz: "Das Netz ist keine Kupferplatte"
Fabian Reetz ist überzeugt, dass es eines neuen Energie-Marktdesigns bedarf, um alle Möglichkeiten der Digitalisierung in der Energiewirtschaft ausschöpfen zu können.
 
E&M: Herr Reetz, Sie sprechen sich dafür aus, die Digitalisierung und marktwirtschaftlichen Ansätze noch viel stärker im regulierten Bereich zur Geltung kommen zu lassen. Wie wollen Sie das Netz liberalisieren?

Reetz: Den Ausbau einer Monopolinfrastruktur kann man nicht marktlich gestalten. Es wäre völlig unsinnig, wenn jeder anfangen würde, seine eigenen Leitungen zu legen. Aber wir stellen infrage, dass alle Aufgaben, die heute beim Netzbetreiber liegen, auch bei ihm bleiben sollen. Die Netzbetreiber machen ja keinen schlechten Job, verstehen Sie mich nicht falsch. Aber bei den heutigen Möglichkeiten, insbesondere durch die Digitalisierung, könnten sie von manchen Aufgaben entlastet werden und andere Aufgaben müssten gar nicht erst anfallen.

E&M: An welche Aufgaben denken Sie?

„Das Marktdesign muss eine Steuerung durch den Preis zulassen“

Reetz: Heute entstehen an Großhandelsplätzen Lieferbeziehungen, von denen man eigentlich schon zum Zeitpunkt des Geschäftsabschlusses weiß, dass sie einen Netzengpass provozieren werden. Die Mengen werden trotzdem gehandelt und hinterher muss der Netzbetreiber durch Einspeisemanagement, also Abschaltungen von Erneuerbare-Energie-Anlagen oder Redispatch, die Sache wieder glatt bügeln. Stattdessen könnte eine auslastungsabhängige Komponente im Strompreis schon von vornherein helfen, Engpässe zu vermeiden.

E&M: Ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden?
 
Fabian Reetz ist Projektleiter digitale Energiewende in der Stiftung Neue Verantwortung: „Wenn man von Anfang an falsch einkauft, ja, einkaufen muss, muss der Netzbetreiber irgendwann Ausgleichsenergie beschaffen“
Bild: Stiftung Neue Verantwortung

Reetz: Natürlich. Indem man Netzabschnitten einen Preis gibt, der entsprechend ihrer Auslastung dynamisch ist, bringt man Transparenz in die bestehende Infrastruktur. Das Netz ist keine Kupferplatte. Und wenn Leitungen an einer bestimmten Stelle immer wieder Engpässe aufweisen, könnten Händler beispielsweise von regionalen und lokalen Anbietern Energie beschaffen und so ihren Bedarf am Ende vollständig decken. Mit den Daten, die wir über die Erzeugung und über die Netzsituation zur Verfügung haben, ist das kein Problem.

E&M: Wäre das Auslastungsmanagement eine Alternative zum Netzausbau?

Reetz: In manchen Fällen, ja. Aber es können schon an bestimmten Stellen immer wieder Netzengpässe auftreten. Idealerweise sucht man dann im Wettbewerb zwischen Flexibilitätsoptionen eine Lösung. Das kann unter Umständen auch der Netzausbau sein. Aber das sollten Preissignale entscheiden. Mit deren Hilfe kann man auf jeden Fall die Auslastung des vorhandenen Netzes optimieren. In anderen Branchen, etwa in der Luftfahrtindustrie oder der Hotellerie, ist das gang und gäbe. In der Energiewirtschaft wird das bisher nicht praktiziert, obwohl es technisch möglich wäre.

E&M: Warum wird es nicht praktiziert?

Reetz: Ich glaube schon, dass das Thema für viele Akteure interessant ist. Ein Auslastungsmanagement würde aber auch einem Paradigmenwechsel gleichkommen, denn es würde eine weitreichende Transparenz der Netzdaten bedeuten. Und die Rollen würden sich verschieben. Maßnahmen der Netzbetreiber wie Redispatch, Counter Trading und Einspeisemanagement würden sicherlich an Bedeutung verlieren, wenn nicht sogar vollkommen ersetzt werden.

„Jeder Prosumer oder jede Anlage könnten ein eigener Bilanzkreis sein“

E&M: Und es gäbe einen dynamischen Netznutzungspreis.

Reetz: Genau. Man könnte vollautomatisiert neben dem reinen Energiepreis den Netznutzungspreis als Teil des Kaufpreises ausweisen. Je nach Netzsituation würde er hoch oder niedrig sein oder vielleicht sogar bei null Euro pro Kilowattstunde liegen.

E&M: Haben Sie auch eine Lösung für den Ausgleich von Bilanzkreisen?

Reetz: Da haben wir ja schon den kurzfristigen Handel, der immer liquider wird und den Marktteilnehmern kurzfristige Korrekturen erlaubt, sodass deren Bilanzkreise nicht in Schieflage geraten. Durch die Weiterentwicklung der IT wurden hier große Fortschritte gemacht. Man kann aber noch früher ansetzen. Es gibt immer noch etliche Netzbetreiber, die akzeptieren ausschließlich Standardlastprofile für die spezifische Kundengruppe. Analytische Lastprofile würden die Situation deutlich verbessern. Ich kenne eine Reihe von Versorgern, die wesentlich bessere Kundendaten zur Verfügung haben als die Standardlastprofile. Da kann der Intraday-Handel noch so gut und hoch aufgelöst sein. Wenn man von Anfang an falsch einkauft, ja, einkaufen muss, muss der Netzbetreiber irgendwann Ausgleichsenergie beschaffen.

E&M: Und die wird nicht am Markt beschafft.

Reetz: Ja, und das birgt wieder ein hohes Maß an Ineffizienz in sich. Wir werden in Zukunft eine hervorragende Datengrundlage haben und mit künstlicher Intelligenz dahin kommen, dass die Fahrpläne der Akteure im Markt automatisch erstellt und kommuniziert werden. Und wenn dann doch einmal eine PV-Anlage verschattet ist oder irgendein technisches Problem die Erzeugung beeinflusst, könnte das System sofort alle verfügbaren Mengen auf allen Märkten nach dem günstigsten Preis durchsuchen und genauso automatisch eigenständig Ausgleichsenergie beschaffen oder irgendwelche Flexibilitätsoptionen nutzen. Letztlich könnte jeder Prosumer oder jede Anlage ein eigener Bilanzkreis sein. Auch das wäre durch die Digitalisierung möglich.

E&M: Das klingt fast schon revolutionär.

Reetz: Das mag sein. Es sind aber realistische Vorstellungen. Studien zu analytischen Lastprofilen haben zum Teil schon nachgewiesen, dass die bisherige Praxis negative Folgen hat und dass hier sozusagen die Low Hanging Fruits zu ernten sind. Außerdem haben wir außerordentlich leistungsfähige IT-Systeme, die Preise für eine Kilowattstunde ermitteln können, die mit einem digitalen Fingerabdruck versehen ist − mit allen relevanten Informationen über die Qualität und Herkunft des Stroms. Damit haben wir ein verlässliches Preissignal, das auch widerspiegelt, was wir wollen: Stabilität im Netz, den Wandel hin zu grünen Technologien und weniger CO2-Emissionen.

E&M: Was steht dem entgegen?

Reetz: Das Marktdesign muss eine Steuerung durch den Preis zulassen. Gesetze, Verordnungen oder auch nur Branchenstandards verhindern das teilweise noch.
 

Impulse für ein digitales Energiemarktdesign
Insgesamt 28 Experten aus der Energiewirtschaft, darunter Vertreter von Innogy, Vattenfall, der Deutschen Energie-Agentur, der Steag, von Energy Brainpool, Lumenaza, dem Bundesverband Erneuerbare Energie und dem Bundesverband der Verbraucherzentralen haben unter der Leitung der Stiftung Neue Verantwortung in einer Workshop-Reihe Szenarien für ein digitales Energiemarktdesign entwickelt. Daraus ist ein 35-seitiges Papier entstanden, das auf der Internetseite der Stiftung zum Download zur Verfügung steht. Die dynamische Entwicklung der Energie- und Flexibilitätsmärkte und die Steuerungswirkung des Preises sind ebenso Gegenstand der Untersuchung wie die verursachungsgerechte Zuordnung von Kosten im Energiesystem und wie neue Aufgaben der Regulierungsbehörden.
Derzeit plant die Stiftung gemeinsam mit Partnern ein Forschungsprojekt, das ab dem kommenden Jahr 600 Haushalten die Möglichkeit geben soll, direkt an den Handelsmärkten aktiv zu werden. Sie ist eine unabhängige Denkfabrik, die unter anderem von der Robert-Bosch-Stiftung, der Bertelsmann-Stiftung sowie Unternehmen wie Allianz, Evonik und KPMG getragen wird.

Weitere Informationen unter www.stiftung-nv.de   .

 
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Montag, 11.12.2017, 11:17 Uhr