Im Nachfolgenden erfolgt eine Beantwortung relevanter rechtlicher Fragen rund um Flexibilitätsplattformen. Insbesondere wird hier auf die Ausprägungen im Rahmen des Altdorfer Flex-Marktes (kurz ALF) eingegangen, der durch die FfE im Projekt von C/sells entwickelt wird. Zurückgegriffen wird dabei insbesondere auf die Studie „Rechtsrahmen für netzdienliche Flexibilitätsplattformen – Rechtliche Prüfung des Konzeptes „Grid Integration“ von Hilpert et al., welche die rechtliche Situation von Flex-Plattformen sehr gut grundlegend analysiert. [1]

 

Dürfen Netzbetreiber ALF grundsätzlich nutzen?

Netzengpassmanagement wird im §13 EnWG geregelt. In §13 Abs. 6 wird für die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung (hier: Flexibilität) für das Netzengpassmanagement eine Vereinheitlichung sowie die Errichtung einer gemeinsamen Internetplattform vorgeschrieben. Über diese muss die Ausschreibung von „Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten“ abgewickelt werden und die Errichtung einer Plattform der Regulierungsbehörde angezeigt werden.

Nach §14 EnWG sind VNB für die Sicherheit und Zuverlässigkeit in ihrem Netz verantwortlich und an die gleichen Regeln gebunden wie Übertragungsnetzbetreiber in §13 EnWG. Nach [1] ist eine Lösung von Netzengpässen im eigenen Verteilnetz sowie die Unterstützung vorgelagerter Netzebenen entsprechend Teil des Aufgabengebietes jedes Verteilnetzbetreibers. Dies beinhaltet jedoch nicht die Zuständigkeiten für Systemdienstleistungen, wie die Frequenzhaltung, Vorhaltung von Reserven oder den Abschluss von Verträgen nach §13 Abs. 6a EnWG (mit KWK-Anlagen).

Die Ausschreibung von Flexibilität über eine gemeinsame Internetplattform ist entsprechend für Verteilnetzbetreiber möglich.

Fazit: Grundsätzlich dürfen VNB Netzengpässe durch erzeugungs- und verbrauchsseitige Flexibilität Netzengpässe lösen. Die Nutzung von ALF ist daher möglich, solange es sich dabei um eine gemeinsame Plattform handelt (Ausnahme: durch die SINTEG-VO kann auf eine gemeinsame Plattform im Rahmen des Projektes verzichtet werden).

 

Wie passen Flex-Plattformen zum heutigen Redispatch?

Anlagen mit 1 MW (ab 01.10.2021 100 kW) sind gesetzlich dazu verpflichtet, an Redispatchmaßnahmen teilzunehmen. [2] wirft die Frage auf, wieviel Raum noch für übrige Flexibilität bleibt, die marktlich beschafft wird und welches Interesse Netzbetreiber haben, dieses zu verwenden. „Ein Rückgriff auf den regulatorischen Redispatch dürfte für die Netzbetreiber jedenfalls vorzugswürdig sein, da keine individuellen Vertragsverhandlungen erforderlich sind und die wichtigsten Vorgaben zur Vergütung gesetzlich geregelt sind.“1 

Netzbetreiber müssen sich bei der Abschaltung nach §13 EnWG an die Reihenfolge[1] halten. Wenn Flex-Märkte vorhanden sind, sind Netzbetreiber aufgrund der vorgegebenen Reihenfolge sogar dazu verpflichtet, diese zu nutzen bevor Notfallmaßnahmen (vgl. Einspeisemanagement nach § 13(2)) eingesetzt werden. Allerdings ist rechtlich nicht klar geregelt, wie mit gleichgestellten Maßnahmen innerhalb einer Rangstufe des Netzengpassmanagements (hier marktbezogene Maßnahmen) umgegangen werden muss (vgl. Redispatch & vertragliche Vereinbarungen zum Lastmanagement). [1] kommt daher zu dem Schluss, dass aufgrund des Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit und der Berücksichtigung von Leistung, Preis und Wirkung Flex-Märkte vorgezogen werden könnten.

Fazit: Auf ALF werden Flex-Anbieter aufgrund des Marktdesigns gleichbehandelt und immer die Flex-Option mit dem besten Kosten/Nutzen-Verhältnis für die Lösung eines Engpasses genutzt. Dadurch wird die gesetzliche Reihenfolge (konventionell vor erneuerbar) bzw. die Abschalt-Regeln aus dem NABEG (ab 10/2021) [3] nicht berücksichtigt, wodurch die Nutzung im heutigen Regulierungsrahmen nicht möglich ist, solange auf ALF auch konventionelle Kraftwerke als Anbieter auftreten.

Treten keine konventionellen Kraftwerke als Anbieter auf ALF auf, wird ALF erst in der Reihenfolge nach §13 EnWG nach deren Abschaltung durch den VNB genutzt. Dadurch ist der Einsatz von ALF grundsätzlich möglich; die Einhaltung entsprechend im Verantwortungsbereich des VNB. Auch kann im Rahmen der Optimierung auf ALF berücksichtigt werden, dass EE- und KWK-Anlagen nachranging berücksichtigt werden (z. B. mit einem festen Faktor, wie in [3]); die Einhaltung der Reihenfolge wäre entsprechend im Verantwortungsbereich der Plattform.

Solange Redispatch als Alternative besteht, ist es fraglich, wie Flex-Plattformen dazu in der Nutzungsreihenfolge stehen.

 

Wie wird bilanziell mit Flex-Abruf umgegangen?

Maßnahmen des Netzengpassmanagements (heute v. a. Redispatch) sind grundsätzlich bilanzneutral durchzuführen. Nach §14 EnWG betrifft dies auch Maßnahmen im Verteilnetz und somit auch ALF. Der Vorteil einer gemeinsamen Plattform ist, dass alle Abrufe aller Netzbetreiber innerhalb von 15 Minuten erst auf der Plattform saldiert werden. Ein Bilanzausgleich ist entsprechend nur für die Gesamtbilanz aller Abrufe auf der Plattform notwendig. Synergien können so durch die Plattform gehoben werden.

Durch die Verpflichtung zur Bilanzneutralität und das Fehlen von Sonderregelungen für flexible Leistungen auf Flex-Märkten besteht jedoch grundsätzlich das Problem, dass durch aktive Regelung von Netzbetreibern oder der Flex-Plattform Bilanzabweichungen beim Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) auftreten. Auch wenn der Netzbetreiber oder die Plattform diese kompensieren könnte (z. B. durch Kontrahieren von Flexibilität in einem Netz mit grüner Ampelphase) und damit die Systembilanz neutral ist, entstehen dennoch Abweichungen in der Bilanz der BKV der beteiligten Anlagen. Dadurch werden die entstehenden Kosten der Bilanzabweichungen den BKV angerechnet, da ein Nachweis über die Kompensation durch die Plattform im heutigen Rechtsrahmen nicht möglich ist, obwohl ein Ausgleich erfolgt ist.

Fazit: Auch wenn die Flex-Plattform oder der VNB Bilanzabweichungen durch Flexibilität sofort ausgleichen, existiert derzeit kein Mechanismus, dies in die Bilanz des BKV zu integrieren. Dies ist ein finanzielles Hemmnis für die Teilnahme, da dadurch hohe Kosten beim BKV entstehen können. Es müssen daher Mechanismen etabliert werden, um den Bilanzausgleich durch den VNB/ALF abzuwickeln und diesen auch den jeweiligen BKV zuzuordnen.

 

Muss es eine gemeinsame Plattform für alle VNB geben, oder kann jeder eine eigene Plattform betreiben?

Für die Ausschreibung von Flexibilität (siehe § 13 ff. EnWG) wird im Gesetz eine einheitliche Abwicklung gefordert. Dies wäre auch durch einheitliche Schnittstellen, aber mehrere Flex-Plattformen möglich. Die Regelung in § 13 Abs. 6 EnWG fordert jedoch explizit die Einrichtung einer gemeinsamen Flex-Plattform und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unter der Berücksichtigung von Netzbedingungen, um den Aufwand für Anbieter von Flexibilität zu reduzieren. Während dies in § 13 nur ÜNB betrifft, trifft dies durch § 14 EnWG auch auf VNB und deren Nutzung von Flexibilität für das Netzengpassmanagement zu.

Die Errichtung einer gemeinsamen Internetplattform ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen (§ 13 Abs. 6 S. 3 EnWG). [1] verweist darauf, dass die Plattform auch durch Dritte betrieben werden könnte, da die Ausschreibung von flexibler Leistung weiterhin durch die VNB erfolgt, die Verantwortung entsprechend nicht abgegeben wird. Wie sich dies verhält, wenn die Plattform selbst als externer Marktteilnehmer auftritt und die Flexibilität aktiv schaltet ist bislang nicht geklärt. Auch die Frage nach der Finanzierung bzw. etwaigen Geschäftsmodellen für den Plattformbetreiber ist derzeit nicht abschließend geklärt.

Fazit: Flex-Plattformen müssen auf Basis von §13 Abs. 6 EnWG einheitlich sein und gemeinsam betrieben werden. Flex-Plattformen wie ALF müssen daher von allen Netzbetreibern gemeinsam betrieben werden; einzelne Lösungen kommen nicht in Frage. Einer Regionalisierung von Angeboten bzw. Nachfrage steht dies nicht entgegen.

 

Ist die Datenhaltung auf einer zentralen Plattform möglich?

Grundsätzlich dürfen VNB Anspruch auf sämtliche Informationen erheben, die für den sicheren und zuverlässigen Betrieb von Netzen erforderlich sind, solange diese vertraulich behandelt werden. [1] Ausgeschlossen von der verpflichtenden Informationsbereitstellung sind derzeit private Letztverbraucher, deren Daten aber über den Lieferanten abgefragt werden können. Daten umfassen Namen des Marktakteurs, Netzebene, Anlagengröße und –leistung. Als Echtzeitdaten werden zudem Ist-Einspeisung und –Verbrauch gezählt. Grundsätzlich geht [1] davon aus, dass auch weitere Daten abgefragt werden dürfen, solange diese notwendig sind.

Eine Einschränkung auf Daten von Nutzern des eigenen Netzes liegt nicht vor, solange die Daten erforderlich sind. (§12 Abs. 4 EnWG) Auch eine Weitergabe von Daten zwischen VNB ist grundsätzlich möglich, solange Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse gewahrt werden. Genaue Vorschriften gibt es dafür bisher nur für ÜNB. [1]

Da auf ALF viele Daten zu Netzinformationen (zumindest vereinfacht), sowie von Erzeugern und Verbrauchern liegen, ist ein Betrieb der Plattform durch Dritte kritisch zu sehen. Auch in diesem Kontext gilt der Grundsatz der Datensparsamkeit nach DSGVO Art. 5/1c.

Fazit: Solange die Daten erforderlich sind, dürfen sie zwischen Netzbetreibern grundsätzlich geteilt werden (Datensparsamkeit und -schutz etc. vorausgesetzt). Für eine skalierbare Umsetzung ist daher zu prüfen, welche Daten zentral auf einer Plattform gehalten werden und welche dezentral bei den VNB. Bei einer gemeinsamen Plattform (analog zu regelleistung.net) kann davon ausgegangen werden, dass der Betrieb einer zentralen Plattform unter Einhaltung dieser Regeln möglich ist. Der Betrieb durch Dritte ist bei ALF (v. a. durch die benötigten Daten und den Grundsatz der Datensparsamkeit) zu prüfen.

 

Dürfen Flexibilitäten auf Basis einer Optimierung unter der Berücksichtigung von Randbedingungen (Netz, Anlagen, Preis) auf der Plattform ausgewählt werden?

Grundsätzlich werden Anlagen auf ALF nicht durch den Netzbetreiber ausgewählt, sondern durch die Plattform. Diese bezieht die Wirksamkeit von Flexibilitäten auf den jeweiligen Engpass ebenso mit ein, wie deren technische Randbedingungen (z. B. Abrufzahl oder –dauer pro Tag). Eine Auswahl erfolgt daher nicht willkürlich. Die Teilnahme ist allen Anlagen grundsätzlich offen, wodurch der Tatbestand der Diskriminierungsfreiheit prinzipiell erfüllt ist.

Die Auswahl nach Preis pro effektiver Wirkung (Leistung) erfüllt die Anforderungen von §1 EnWG (vgl. preisgünstige und effiziente Bewirtschaftung des Netzes).

Diese erhalten eine fixe Vergütung (vgl. §14a EnWG heute) und werden aggregiert auf der Plattform vermarktet. Da es sich hier um eine Integration des §14a EnWG handelt, welcher bereits heute ohne Herausforderungen bzgl. Diskriminierungsverbot besteht, ist anzunehmen, dass dieses Konstrukt dem Diskriminierungsverbot nicht entgegensteht.

Das Gesetz fordert derzeit einen Einspeisevorrang von EE-Anlagen bei marktbezogenen Maßnahmen. Wie bereits ermittelt, müsste dies auf ALF in der Optimierungsgleichung berücksichtigt werden. EE-Anlagen sind daher immer an das Ende der Merit Order zu setzen.

Nach BNetzA, BK6-13-200, S. 10. sind Netzbetreiber dazu verpflichtet „Einzelheiten zur Abschaltrangfolge sowie zur diskriminierungsfreien Auswahl unter den Maßnahmeadressaten darzulegen“, sodass diese für Fachleute nachvollziehbar sind.

Der Tatbestand der Transparenz wird dahingehend erfüllt, dass die Methode und die Optimierungsgleichung bereits veröffentlicht wurden (siehe [4], [5]). Auch die Auswahl der Anlagen wird ex post veröffentlicht und so transparent dargelegt. Inwiefern die einzelnen Gebote offen gelegt werden können benötigt tiefere Analysen aus Sicht des Datenschutzes, da es sich hier ggf. um sensible Daten von Unternehmen handeln kann.

Fazit: Die Optimierung auf ALF ist grundsätzlich zulässig, solange die Gleichung, etwaige Randbedingungen und die Auswahl der Anlagen transparent dargestellt werden. Probleme können hier durch den Datenschutz entstehen, wenn Angebote und die Randbedingungen jedes Abrufes veröffentlicht werden müssen.

 

Dürfen EEG-Anlagen an ALF teilnehmen?

Nach [1] ist eine Teilnahme an Flex-Plattformen für Anlagen, die eine gesetzliche EEG-Förderung erhalten, trotz §80 EEG Doppelvermarktungsverbot grundsätzlich zulässig, da dieser „ausschließlich der Beseitigung von Gefährdungen für die Netzsicherheit“ dient, nicht jedoch „die grüne Eigenschaft des Stromes“ selbst betrifft.

Bei KWK-und EE-Anlagen ist nach § 13 Abs. 3 S. 2 EnWG auch bei marktbezogenen Maßnahmen zu beachten, dass diese nachranging zu konventionellen Anlagen eingesetzt werden. Dabei sind EE- und KWK-Anlagen gleichrangig. § 13 Abs. 6a EnWG („Nutzen statt Abregeln“) kommt auf VNB-Ebene nicht zur Anwendung.

Fazit: Es können alle EE-Anlagen an ALF teilnehmen. Sie dürfen allerdings unter Berücksichtigung des Einspeisevorrangs erst abgeschaltet werden, wenn alle konventionellen Kraftwerke zuerst berücksichtigt wurden.

 

Was ändert sich durch das NABEG 2.0?

Im Rahmen des NABEG 2.0 [3] werden neue Regelungen bzgl. Redispatch eingeführt. Diese umfassen Änderungen des §13 EnWG, wonach bei der Anpassung von Einspeisung und Verbrauch mit mehreren geeigneten Anlagen diejenigen auszuwählen sind, die voraussichtlich insgesamt die geringsten Kosten verursachen. Dies wird durch die optimierte Auswahl von Anlagen auf Basis ihrer Wirksamkeit und Kosten auf ALF gewährleistet.

Zudem ist bei der Abregelung von EE-Anlagen zu berücksichtigen, dass diese auch abgeregelt werden dürfen, wenn ihre Wirkleistung mindestens das Fünffache und höchstens das Fünfzehnfache an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung (z. B. konventioneller Kraftwerke) ersetzt. Dabei ist auch geregelt, welche Kosten für vorrangberechtigte Anlagen (tatsächliche und kalkulatorische Kosten) angesetzt werden müssen. [3]

Die Kosten der Anlagen entsprechen auf ALF aufgrund der Möglichkeit zur freien Preisbildung für Anlagen mit eigenem Fahrplan nicht dieser Vorgabe. Dies stellt entsprechend ein Hemmnis für die Anwendung von ALF dar. Insbesondere Anlagen ohne eigenen Fahrplan werden hingegen pauschal kostenbasiert (mit gewissen Vereinfachungen und Pauschalisierungen) berechnet. Dies ist notwendig, da eine individuelle Berechnung nicht verhältnismäßig erscheint. Da lediglich das Risiko durch die Pauschalisierung durch einen Prozentsatz auf die Kosten ausgeglichen wird, entspricht dies den Vorgaben, nur tatsächliche Kosten anzusetzen.

Im NABEG 2.0 ist geregelt, dass abgeregelte Anlagen >= 100 kW einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich gegenüber dem ÜNB haben. Für den Abruf durch einen VNB oder eine Flex-Plattform findet sich hier keine Regelung. Zudem werden Netzbetreiber in § 11 StromNZV dazu verpflichtet, einen gesonderten Bilanzkreis für den energetischen und bilanziellen Ausgleich von Maßnahmen nach §13 EnWG (Einsatz marktbezogener Maßnahmen) zu führen.

 

Was ändert sich durch die Strombinnenmarkt-VO?

Die Auswahl der für Redispatch verwendeten Anlagen ist auf der Grundlage objektiver (netztechnischer), transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien zu treffen. (Strombinnenmarkt-VO Art. 13 Abs. 1, [2]). Die Beschaffung muss über ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren erfolgen. Dabei sind die Anforderungen an Anbieter zu vereinheitlichen, soweit technisch möglich.

Fazit: Die technische Vereinheitlichung von Flex-Plattformen ist aufgrund der verschiedenen Randbedingungen bisher unklar. Bis Ende 2020 wird Art. 32 der Binnenmarkt-RL in Deutschland umgesetzt und gibt ggf. Input für Marktprodukte und Verfahren bei Flex-Beschaffung. Alternativ können die Entwicklungen aus C/sells einen Beitrag leisten, die EU-Vorgaben in nationales Recht zu überführen.

 

Wie steht § 14a EnWG im Verhältnis zu Flex-Plattformen?

Die Stellung von § 14a EnWG ist im Bezug zu § 13 EnWG nicht klar geregelt. Der Paragraph wird nicht in § 13 EnWG adressiert. Nach [1] könnte § 14a EnWG eine „spezielle marktbezogene Maßnahme“ oder auch Teil der grünen Ampelphase sein. Ob dieser vor oder nach Redispatch bzw. Flex-Plattformen kommt, ist nicht abschließend geklärt.

Fazit: Das Verhältnis (vgl. Reihenfolge) von § 14a EnWG zu Flex-Plattformen ist noch nicht klar geregelt. Da § 14a EnWG jedoch derzeit neu gefasst wird (Verordnungsermächtigung) ist das Ergebnis abzuwarten. Eine Integration von §14a EnWG in Flex-Plattformen ist technisch möglich, wie [6] und [7] zeigen. Dadurch können Synergien beim Abruf dieser Anlagen generiert und diese auch durch vorgelagerte Netzbetreiber genutzt werden. Dieser Vorschlag aus C/sells sollte bei der Neuordnung des §14a EnWG Berücksichtigung finden.

 

Sind Flex-Plattformen durch die Anreizregulierung benachteiligt?

Im Rahmen der Anreizregulierung sind etwaig anfallende Kosten durch Flex-Plattformen beinflussbare Kosten, da diese in § 11 ARegV nicht konkret genannt werden. Die Kosten werden entsprechend im Effizienzvergleich berücksichtigt und können sich hier sowohl positiv als auch negativ auswirken. Werden Kosten durch den effizienten Einsatz von Flexibilität gesenkt, können kurzfristige Effizienzgewinne erzielt werden. Steigen durch Flexibilitätseinsatz die Kosten bei gleichbleibenden Strukturparametern (vgl. Leitungslänge), kann sich der Einsatz auch negativ auswirken. Überdies sind Betriebskosten aufgrund der Eigenkapitalverzinsung gegenüber Kapitalkosten benachteiligt, da sie keine Verzinsung generieren.

Zudem fehlt für VNB eine entsprechende Haupt-/Nebenkostenstelle (vgl. Regelenergie), sodass eine Anerkennung mit großem regulatorischem Risiko verbunden ist.

Fazit: In der Anreizregulierung ist die Nutzung von Flexibilität grundsätzlich möglich. Praktisch fehlen jedoch die korrekten Kostenstellen, um diese geltend zu machen. Zudem bleibt die Herausforderung bestehen, dass durch Betriebskosten (OPEX) keine Rendite erwirtschaftet werden kann. Flexibilität ist daher regulatorisch gegenüber Investitionen in Betriebsmittel (CAPEX) benachteiligt.

 

Werden finanzielle Nachteile von verbrauchsseitigen Flex-Abrufen bisher berücksichtigt?

Beim Abruf von verbrauchsseitiger Flexibilität können Leistungsspitzen entstehen, die die Monats- oder Jahresspitze für die Abrechnung beeinflussen können. Die so entstehenden etwaigen Mehrkosten sind ein Hindernis für die Teilnahme von Verbrauchern mit Leistungsentgelten, atypischer Netznutzung (vgl. §19 StromNEV) oder stromintensiven Verbrauchern. Ein Hemmnis ergibt sich hier aus den statischen Hochlastzeitfenstern, die ggf. im Widerspruch zu Lastspitzen durch EE-Anlagen stehen.

Es gibt derzeit keine Befreiung von Strompreisbestandteilen beim Abruf durch Flex-Plattformen. Auch ggf. entstehende Mehrkosten, z. B. bei Leistungspreisen oder Steuern und Umlagen, werden nicht entschädigt (Ausnahme: SINTEG-VO). Grundsätzlich ist das Angebot von Flexibilität auf ALF freiwillig und nicht verpflichtend. Nichtsdestotrotz ist es erforderlich, dass diese Hürde für Verbraucher abgeschafft wird und Kosten durch netzdienliche Leistungsspitzen, die durch den netzdienlichen Abruf über Flex-Plattformen entstehen, entschädigt werden. (vgl. SINTEG-VO)

 

Abschlussfazit

Grundsätzlich ist ALF durch Netzbetreiber nutzbar, solange ALF eine gemeinsame Internetplattform darstellt. Im Rahmen des SINTEG Projektes gilt dies für die Laufzeit des Projektes für die Teilnehmer nicht.

Nach EnWG ist die Reihenfolge der Abregelung zu beachten, wonach erst konventionelle Kraftwerke abgeregelt werden müssen, bevor EE-Anlagen berücksichtigt werden. In NABEG 2.0 wird diese Reihenfolge ab 10/2021 eingegrenzt, sodass besonders wirksame EE-Anlagen auch dann abgeschaltet werden dürfen, wenn ihre Leistung mindestens das 5-fache von nicht-vorrangberechtigten Anlagen ersetzt. Beide Regelungen sind derzeit nicht in ALF integriert, was eine Anwendung erschwert. Eine Integration dieser Regeln in die Optimierungsgleichung ist jedoch denkbar.

Allgemein ist erkennbar, dass das Energierecht die Etablierung einer Flex-Plattform nicht grundsätzlich verhindert. Auch die Anreizregulierung verhindert den Einsatz von Flexibilität nicht grundsätzlich. In beiden Fällen sind jedoch Anpassungen notwendig, um einen skalierten Flex-Einsatz legal zu ermöglichen und wirtschaftlich für Netzbetreiber anzureizen.

Die Entwicklung der Smart Meter Infrastruktur zeigt jedoch, dass die Herausforderungen bei der Etablierung einer Plattform v. a. im Bereich der IT-Sicherheit liegen dürften. Da eine zentrale Plattform als Teil der kritischen Infrastruktur (aktiver externer Marktteilnehmer) und „single-point-of-failure“ zu betrachten ist, müssen höchste Anforderungen an IT-Sicherheit und Datenschutz gelten. Deren Entwicklung und Umsetzung dürften neben der entsprechenden Anpassung des Energierechts sehr zeitaufwändig sein.

Eine weitere Herausforderung stellt die Integration von Flex-Plattformen in den Strommarkt dar. Dies kann zu negativen Wechselwirkungen wie z. B. strategischem Bietverhalten, „Increase-Decrease-Gaming“, Leerverkäufen oder anderen Effekten führen, die die Systemkosten erhöhen können. Diese Aspekte benötigen weiterführende Untersuchungen insbesondere verschiedener Marktdesigns und Mechanismen, die diese Wechselwirkungen zu verringern oder zu verhindern suchen.

 

Literatur

[1]

Hilpert, Johannes et al.: Rechtsrahmen für netzdienliche Flexibilitätsplattformen - Rechtliche Prüfung des Konzeptes „Grid Integration“. Würzburg: Stiftung Umweltenergierecht, 2019.

[2]

Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (Neufassung) . Ausgefertigt am 2019-06-05, Version vom 2009-07-13; Brüssel: Europäische Union, 2009.

[3]

Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG). Ausgefertigt am 2019-05-13; Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, 2019.

[4]

Estermann, Thomas et al.: Approach to determine the effect of local flexibility options within the framework of a smart market platform in: 8th Solar Integration Workshop. Stockholm: Energynautics GmbH, 2018.

[5]

Köppl, Simon et al.: Altdorfer Flexmarkt – Decentral flexibility for distribution networks. In: Internationaler ETG-Kongress 2019. Esslingen: VDE ETG, 2019.

[6]

Zeiselmair, Andreas et al.: Erschließung von Kleinanlagen nach § 14a EnWG zur Flexibilitätsvermarktung. In: et - Energiewirtschaftliche Tagesfragen 03/2019. Essen: etv Energieverlag GmbH, 2019.

[7]

Bogensperger, Alexander; Zeiselmair, Andreas; Faller, Sebastian: Flexibilität in der Niederspannung: Plattform oder eigenes System?. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 11/2019. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., 2019.

 

[1] Netzbezogene Maßnahmen -> marktbezogene Maßnahmen (konventionell > erneuerbar)   -> zusätzliche Reserven

Damit Elektrofahrzeuge im zukünftigen Energiesystem eine wichtige Rolle übernehmen können, ist ein intelligentes Zusammenspiel von Fahrzeugen, Ladeinfrastruktur, Stromnetzen und Energiesystem eine wichtige Vorraussetzung.

Im Forschungsprojekt "Bidirektionales Lademanagement – BDL" entwickeln Projektpartner aus der Automobilbranche, der Energiewirtschaft und der Wissenschaft nutzerfreundliche, technische Lösungen für rückspeisefähige Elektrofahrzeuge.

In diesem Beitrag wird das zusammenarbeitende Projektkonsortium sowie die betrachteten Use Cases des Verbundprojektes BDL vorgestellt. Die folgende Abbildung zeigt mit der Aufgliederung des Projektes in sieben Teilprojekte die Projektstruktur von BDL.

 

 Projektstruktur BDL 2

Abbildung: Projektstruktur Bidirektionales Lademanagement (BDL)

Die Anwendungsfälle des bidirektionalen Lademanagements müssen orientiert an Kundenbedarfen entwickelt werden. Hierzu wird das Verhalten eines Systems aus Anwendersicht beschrieben. In diesem Beitrag werden die Use Cases im BDL Projekt vorgestellt sowie bei drei Use Cases Erlöspotenziale abgeschätzt.

 

Weitere Informationen:

 

Trends der Energiewende – wachsende Relevanz gesellschaftlicher Partizipation

Die Transformation des Energiesystems wird weltweit von verschiedenen Trends geprägt, bezeichnet als die „Ds“ der Energiewende. Dazu zählen allen voran die Dekarbonisierung aber auch eine Degression der Kosten für Technologien erneuerbarer Energien (EE) und Speicher sowie der einhergehende Trend der Dezentralität. Auch in Deutschland ist vor allem seit Einführung der EEG-Einspeisevergütung im Jahre 2000 die Entwicklung hin zu einem dezentralen Energiesystem zu beobachten. Ein Wachstum erfolgte insbesondere bei dezentralen Photovoltaikanlagen (PV) [1]. Einhergehend erfolgt der Trend einer Demokratisierung des Energiesystems. Bisher passive Letztverbraucher entscheiden als Besitzer dezentraler Erzeugungsanlagen darüber, ihren erzeugten PV-Strom entweder selbst zu verbrauchen oder ins Netz einzuspeisen. Sie agieren dabei als sogenannte „Prosumer“ am Energiesystem.

Aus Systemsicht führt die Verbreitung dezentraler EE-Anlagen jedoch durch eine zunehmend volatile, wetterabhängige Erzeugung zur erschwerten Netzplanung. Eine weitere Belastung für Verteilnetze stellt die wachsende Anzahl elektrischer Verbraucher in den Sektoren Verkehr und private Haushalte dar, u. a. durch Elektromobilität oder auch elektrische Heizsysteme wie Wärmepumpen (vgl.[1]). Als Lösungsansatz entwickelt die FfE als Teil des SINTEG-Projektes „C/sells“ einen lokalen Flexibilitätsmarkt als Möglichkeit für marktbasiertes Engpassmanagement. Umgesetzt wird dieser gemeinsam mit dem Verteilnetzbetreiber Bayernwerk AG in einem Feldversuch in Altdorf bei Landshut – dem Altdorfer Flexmarkt (ALF) [2], [3]. Dabei wird es Besitzer*innen dezentraler Speicher, Erzeugungs- oder Verbrauchsanlagen ermöglicht, als sogenannte „Flexumer“ (vgl. [4]) am Energiesystem zu partizipieren, indem sie ihre Anlagen zum flexiblen Einsatz und somit zur Netzstabilisierung zur Verfügung stellen.

Grundlage für innovative Lösungskonzepte wie ALF ist eine intelligente Infrastruktur, welche durch den Trend der Digitalisierung ermöglicht wird. Laut dem von der deutschen Bundesregierung im Jahre 2016 verabschiedeten Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende (GDEW) [5] wird eine digitale Energieinfrastruktur als Notwendigkeit gesehen, um das Ziel von 80 % EE im deutschen Bruttostromverbrauch bis 2050 ([6]) zu erreichen. Durch den beschlossenen Rollout intelligenter Messgeräte (iMSys) können unter anderem neue Geschäftsmodelle zur gesellschaftlichen Partizipation zur verbesserten Integration von EE beitragen. Zur Erreichung des durch innovative Lösungskonzepte angestrebten Beitrags zur Energiewende spielen jedoch auch Verhaltensweisen eine relevante Rolle. Zum einen können positive Effekte durch die Nutzung intelligenter Lösungskonzepte erzielt, zum anderen durch sogenannte „Rebound-Effekte“ jedoch ausgeglichen oder sogar überkompensiert werden (vgl. [7]). Demnach gewinnen neben der Teilnahme an Demonstrationsprojekten auch Vorstufen der Partizipation, wie die zielgerichtete Information, an Relevanz.

Als Schlussfolgerung derzeitiger Trends im Energiesystem rückt die Rolle privater Letztverbraucher allgemein in den Vordergrund. Zum einen können sie als Besitzer dezentraler Anlagen und durch die Nutzung von neuen, digitalen Geschäftsmodellen zur Integration von EE und Netzstabilisierung beitragen. Zum anderen bestimmen Verhaltensweisen bzw. das Nutzerverhalten die tatsächliche Erreichung des angestrebten Mehrwerts der Digitalisierungsmaßnahmen mit Auswirkungen auf Energieverbrauch und somit in weiterer Folge den Beitrag zur Erreichung der Klimaziele. Die Umsetzung verschiedener Stufen gesellschaftlicher Partizipation ist daher ein wichtiger Bestandteil im zukünftigen Energiesystem.

 

Gesellschaftliche Partizipation Schaubild

Abbildung: Gesellschaftliche Partizipation als Baustein dezentraler und digitaler Energiesysteme

Partizipation im Projekt C/sells

Gemäß der C/sells-Leitidee ist das Projekt ALF sowohl eine der 35 C/sells-Demonstrationszellen als auch eine sogenannte „Partizipationszelle“. Demnach ist die Einbeziehung von Bürger*innen fester Bestandteil des Projektvorhabens. Bei der Entwicklung und Umsetzung des Partizipationskonzeptes für ALF als auch in weiteren C/sells Partizipationszellen konnten Erkenntnisse zu Herausforderungen und Erfolgsfaktoren gesellschaftlicher Partizipation im digitalen Energiesystem gesammelt werden. In einer Beitragsreihe werden diese in folgenden Artikeln dargelegt:

 

Weiterführende Informationen:

Quellen:

[1]  Bogensperger, Alexander et al.: Smart Meter, Prosumer, Flexumer - Wie die Digitalisierung die Rolle von Verbrauchern verändert. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE), 2019.
[2] Köppl, Simon et al.: Altdorfer Flexmarkt – Decentral flexibility for distribution networks. In: Internationaler ETG-Kongress 2019. Esslingen: VDE ETG, 2019.
[3] Zeiselmair, Andreas et al.: Netzdienlicher Handel als Element des zellulären Energiesystems am Beispiel des Altdorfer Flexmarkts (ALF) - 11. Internationale Energiewirtschaftstagung (IEWT). Wien: Technische Universität Wien, 2019.
[4] Westphal, Egon Leo et al.: Flexumer als Gestalter der digitalen Energiezukunft – Eine Begriffseinordnung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 7/8. Berlin: Bayernwerk AG, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., 2019.
[5] Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende. Berlin: Bundesregierung, 2016
[6] Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2017). Berlin: Bundesregierung Deutschland, 2017
[7]  Wohlschlager, Daniela et al.: Ökologische Bewertung digitaler Energieinfrastruktur. In: 16. Symposium Energieinnovation 2020: ENERGY FOR FUTURE - Wege zur Klimaneutralität; Graz: Technische Universität Graz (TU Graz), Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation (IEE), 2020.

 

Die Erzeugung von Wärme oder Strom aus Kohle und anderen fossilen Brennstoffen emittiert CO2. Da die Natur aber keine juristische Entität ist, mit der man Verträge schließen kann oder die Rechnungen stellt, darf dieses CO2 in den meisten Fällen noch kostenlos ausgestoßen werden – egal welchen Schaden die Emissionen verursachen. Die Schäden, die durch Emission einer Tonne CO2-entstehen, werden als sog. „externe Kosten“ definiert und in Form von umweltbedingten Gesundheits- und Materialschäden, Ernteausfällen oder Schäden an Ökosystemen von der Gesellschaft getragen. Sie stellen ein Maß für die Schadwirkung der Emissionen dar und wurden 2016 vom Umweltbundesamt im Jahr 2016 auf 180 €/t quantifiziert.

 

Definitionsmöglichkeiten CO2 Preis

 

Abbildung 1: Definitionsmöglichkeiten CO2-Preis

Demgegenüber stehen die sog. Verminderungskosten. Wenn ein Unternehmen seinen Treibhausgasausstoß reduzieren möchte, kann es zum Beispiel eine neue Technologie einführen: z.B. eine strombetriebene Wärmepumpe statt einer Ölheizung. Erstere stößt im Betrieb weniger CO2 aus als letztere, insbesondere dann, wenn der bezogene Strom aus Erneuerbaren Energien erzeugt wird. Bei der Berechnung der Verminderungskosten werden die Kosten und Emissionen einer Maßnahmentechnologie (hier bspw. einer Wärmepumpe) denen einer Referenztechnologie gegenübergestellt. Steht das Unternehmen vor der Entscheidung, welche neue Heizung eingebaut werden soll, stellen die Verminderungskosten ein Maß für die Kosteneffizienz dieser Verminderungsmaßnahme dar.

Formel

 

Dabei können diese Kosten positiv (Mehrkosten) oder negativ (Einsparungen) ausfallen. Im Projekt Dynamis haben wir 124 Maßnahmen in den Sektoren Verkehr, Haushalte, Industrie, Gewerbe/Handel/Dienstleistung und im Bereitstellungssektor untersucht, mit denen CO2 eingespart werden kann. Die Berechnung von Verminderungskosten hängt jedoch für jede Maßnahme von einer Vielzahl von Parametern ab. So muss zunächst definiert werden welche Referenztechnologie betrachtet wird. Wird die Wärmepumpe also einem Gasbrennwertkessel, einer Ölheizung oder einem Fernwärmeanschluss gegenübergestellt? Zudem hängen die Verminderungskosten zum Teil sehr stark vom gewählten Referenzjahr ab. Gerade im Bereich neuartiger Technologien ist in den nächsten Jahren zum Teil mit starken Kostendegressionen zu rechnen. Außerdem kann davon ausgegangen werden, dass sich auch die Energieträgerpreise im Verlauf der Zeit ändern werden. So ergeben sich pro untersuchter Maßnahme eine Vielzahl an Kombinationsmöglichkeiten gegenüber ihren Referenztechnologien. Abbildung 2 zeigt in einem Boxplot die im Projekt berechneten Verminderungskosten für eine Auswahl von Verminderungsmaßnahmen.

 

Boxplot zu Verminderungskosten verschiedener CO2 Verminderungsmaßnahmen

Abbildung 2: Boxplot zu Verminderungskosten verschiedener CO2-Verminderungsmaßnahmen

Die Abbildung zeigt deutlich, dass sich die Verminderungskosten selbst innerhalb einzelner Technologien über eine große Bandbreite erstrecken und pauschale Aussagen nur sehr schwer möglich sind. Recht offensichtlich ist jedoch, dass die von der Bundesregierung vorgeschlagenen CO2-Preise in vielen Fällen keinen ausreichenden finanziellen Anreiz setzen werden, um tatsächlich CO2 einzusparen.

Betrachten wir diesen Zusammenhang zwischen Verminderungskosten und politisch definierten CO2-Preisen aber noch einmal genauer, so lassen sich CO2-Verminderungskosten weiterhin aus zwei verschiedenen Blickwinkeln betrachten: der Nettosicht (Systemsicht) und der Bruttosicht (Akteurssicht). Dabei fragt die Systemsicht, wie hoch die Kosten (z.B. Stromkosten) ohne Berücksichtigung von Umlagen, Abgaben und Steuer aus Sicht des Gesamtsystems sind. Die Akteurssicht schließt solche zusätzlichen Kosten mit ein und stellt damit sozusagen die Sichtweise der individuellen Akteure selbst auf die Maßnahmenumsetzung dar. Dabei kann es dann vorkommen, dass sich z.B. unsere Wärmepumpe aus Systemsicht zwar lohnt, sie aufgrund von Abgaben und Umlagen aus betriebswirtschaftlichen Sicht des Akteurs (z.B. ein Unternehmens- oder Hausbesitzer) aber ökonomisch völlig uninteressant ist. Die Gegenüberstellung dieser beiden Sichtweisen ermöglicht es gezielt regulatorische Maßnahmen wie bspw. Steuer- oder Umlagenbefreiungen abzuleiten die einen zusätzlichen monetären Anreiz für den Akteur zur Umsetzung von Klimaschutzmaßnahmen schaffen.

Neben den Verminderungskosten spielen bei der Entscheidung eine Maßnahme umzusetzen oft auch die Anfangsinvestition eine Rolle für den Akteur. So kann die Entscheidung einen Kredit aufzunehmen für den privaten Akteur durchaus das „Zünglein an der Waage“ darstellen welches die Installation einer teuren Wärmepumpe verhindern kann obwohl diese möglicherweise bei Betrachtung der Kosten über die gesamte Lebenszeit Vorteile hätte. Günstige KfW-Kredite mit Niedrigzinsen können hier eine Maßnahme darstellen die zusätzliche finanzielle Belastung zu verringern und somit die Umsetzung der Maßnahme weiter zu begünstigen.

Bezüglich der Umsetzung von Klimaschutzmaßnahmen muss immer auch die Lebensdauer der Technologie und damit die Transformationsgeschwindigkeit des jeweiligen Endenergiesektors berücksichtigt werden. Diese bestimmt wie lange die neu installierten Technologien im Energiesystem verbleiben und somit wie lange sich deren Emissionen auf die deutsche Klimabilanz und insbesondere auch auf die kumulierten Emissionen Deutschlands auswirken. So werden gerade Heizungstechnologien besonders selten ausgetauscht. Eine heute installierte Gasheizung wird bei einer Lebensdauer von rund 30 Jahren auch noch 2050 in Betrieb sein und einer weitestgehend klimaneutralen Energieversorgung im Wege stehen. Auch dieser Aspekt muss bei der aktiven Gestaltung einer nachhaltigen Klimapolitik berücksichtigt werden und kann ggf. nur durch das Verbot fossiler Energien entsprechend adressiert werden.

Der alleinige Fokus auf einen sektorübergreifenden CO2-Preis reicht also nicht aus, um die klimafreundliche Transformation des Energiesektors anzuregen. Im Projekt Dynamis haben wir aus diesem Grund verschiedene Maßnahmen nach den obengenannten Kriterien Verminderungskosten aus System- und Akteurssicht, Anfangsinvestition und Transformationsgeschwindigkeit bewertet und einander gegenüberstellt. Exemplarisch ist diese Bewertung für die Verminderungsmaßnahme „Wärmepumpe“ in Abbildung 3 visualisert.

 

Multikriterielle Bewertung der Verminderungsmaßnahme Wärmepumpe

Abbildung 3: Multikriterielle Bewertung der Verminderungsmaßnahme "Wärmepumpe"

Ausführliche Informationen zum Projekt Dynamis sowie Hauptbericht, Kurzbericht und Datenanhang finden Sie auf der Projektwebsite unter www.ffe.de/dynamis.

 

 

Aktuelle Studien, wie Dynamis, zeigen, dass für kostenoptimale Transformationspfade hin zu einem dekarbonisierten Energiesystem vor allem ein starker Ausbau erneuerbarer Energieerzeugung in Form von Windkraft und Photovoltaik nötig sein wird. Diese Ergebnisse legen ebenso wie der aktuelle Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Strom, an dem die FfE mitgewirkt hat, nahe, dass in Deutschland weiterhin ein umfangreicher Netzausbau nötig sein wird. Um diesen effizient und nachhaltig planen zu können, wird das komplexe Wechselspiel zwischen erneuerbarer Stromerzeugung, Stromnachfrage, Speichern und Power-to-X-Technologien mit dem Stromnetz in Modellen abgebildet. Dabei bleiben diese Modelle nur Annäherungen an die Realität. Aus Gründen begrenzter Rechenkapazitäten sowie eingeschränkter Datenverfügbarkeit müssen bei der Modellierung von Stromnetzen auf allen Spannungsebenen vereinfachte Annahmen getroffen werden.


Während die Netzabbildung im FfE-Energiesystemmodell ISAaR die Höchstspannungsebenen 220 kV und 380 kV im Rahmen einer linearisierte Lastflussrechnung stattfindet, wurden die darunterliegenden Mittel- und Hochspannungsebenen bisher lediglich durch eine vereinfachte geographische Verortung der Erzeugung oder Last über einen sogenannten „Nearest Neighbor“ Ansatz in Verbindung mit Verwaltungsgrenzen dargestellt.

Dass diese vereinfachte Geo-Zuweisung die netztopologischen Gegebenheiten außer Acht lässt, zeigt Abbildung 1 deutlich:


Abbildung 1: Der Landkreis Breisgau-Hochschwarzwald mit Einspeise- und Entnahmepunkten des 110-kV-Netzes sowie umliegenden Netzknoten

Nach bisheriger Methode würde eine vorliegende Stromlast im abgebildeten Landkreis Breisgau-Hochschwarzwald (blau) zur Gänze dem Netzknoten (rot) 10060 im nordwestlichen Abschnitt der Karte zugewiesen werden. Es zeigt sich jedoch, dass das 110-kV-Netz (orange) an drei Ecken in den Landkreis eindringt, innerhalb jedoch nicht verbunden ist. Somit würde sich die Last des Landkreises eher auch auf die umliegenden Netzknoten 10030 und 10056 verteilen.

Durch die im ET-Artikel vorgestellte Methode des Routings auf Stromnetzen wird diesem Umstand nun Rechnung getragen. Die Last des Landkreises wird zunächst über Voronoi-Polygone (siehe Abbildung 2) auf die Entnahmepunkte des 110-kV-Netzes verteilt und anschließend über einen shortest-distance Algorithmus, der durch die Routing-Erweiterung pgRouting in die FREM-Datenbank implementiert wurde, den nächsten Netzknoten entlang des 110-kV-Netzes zugewiesen.

Die neuen Zuweisungsmethodiken pro Spannungsebene zeigt Abbildung 2:


Abbildung 2: Schematische Darstellung der angewendeten Zuweisungsmethodik für Last/Erzeugung je Spannungsebene

Durch diese neue Methodik der Zuweisung von Last oder Erzeugung zu den Netzknoten des 110-kV-Netzes konnte eine deutliche Homogenisierung der auftretenden Belastung an den Netzknoten im Modell erreicht werden. Eine umfassende Validierung der Methodik im Rahmen von Lastflussrechnungen steht aktuell noch aus.

Die SQL-Skripte zur Aufbereitung der Daten und zum eigentlichen Routing sind in GitHub abrufbar unter https://github.com/michaebner/power-routing.

Ausgangslage

Im Rahmen des SINTEG-Projektes „C/sells“1 arbeitet die FfE an einem Lösungsansatz für ein marktbasiertes Engpassmanagement. Dadurch wird es Letztverbrauchern wie Haushalten ermöglicht, ihre dezentralen Speicher, Erzeugungs- oder Verbrauchsanlagen für einen flexiblen Einsatz anzubieten. Letztverbraucher können somit neben der Rolle des Prosumers als „Flexumer“ (vgl. [1]) am Energiesystem teilnehmen. Voraussetzung dafür ist eine intelligente Infrastruktur, welche im Zuge der Digitalisierung des Energiesystems geschaffen wird (vgl. [2]). Als Teil des Projektes wird die Nachhaltigkeit benötigter digitaler Infrastruktur bewertet, wobei die vorliegende Analyse den Fokus auf die ökologische Dimension legt.

Digitale Infrastrukturen führen zu Enablement- und Rebound-Effekten

Als Grundlage für die Bewertung wird mittels einer Metastudie ein Kriterienset definiert, welches sich in die Kategorien Ressourcenintensität, verursachte Emissionen und systemübergreifende Auswirkungen unterteilt. Die Bewertung dieser Kategorien erfolgt anhand der aus Informations- und Kommunikationstechnik stammenden ICT (Information and Communications Technology) Enablement Methodology [3]. Während die beiden ersten Kategorien die direkte Ressourcen- und Energieintensität abbilden, dienen Kriterien der Kategorie „systemübergreifende Auswirkungen“ als Kontrollindikatoren. Über diese Kriterien werden Umweltwirkungen der Digitalisierungsmaßnahmen im Energiesystem bewertet. Der Fokus dieser Analyse liegt auf der Quantifizierung verursachter Treibhausgase und weiterer Emissionen sowie dem Bedarf an fossilen Rohstoffen. Betrachtet werden dabei die verschiedenen Lebenszyklusphasen Produktion, Installation, Betrieb und Verwertung der digitalen Energieinfrastruktur auf Haushaltsebene. Herstellerdaten sowie Experteninterviews mit Komponentenherstellern schließen Datenlücken in bestehender Literatur.

Die Anwendung der Methodik erfolgt für zwei ausgewählte Anwendungsfälle („Use-Cases“), einen Prosumer- und einen Flexumer-Haushalt. Diese sind jeweils mit einem intelligenten Messsystem (iMSys), bestehend aus einer modernen Messeinrichtung und einem Smart Meter Gateway, sowie im Falle des Flexumers zusätzlich mit einer Steuerbox ausgestattet. Sie werden in der Bewertung dem konventionellen Letztverbraucher mit Nutzung eines Ferrariszählers gegenübergestellt.

Während ein iMSys als zusätzliche Energiesystemkomponente zunächst mehr Energie und Rohstoffe (direkte Emissionen) verbraucht, wird die Digitalisierung im Energiesystem zugleich als „Ermöglicher“ einer erfolgreichen Energiewende gesehen. [4] In der ICT Enablement Methodology wird dies durch sog. Enablement-Effekte abgebildet. Gleichzeitig können durch Enablement-Effekte erzielte Energieeinsparungen von Rebound-Effekten gehemmt werden (vgl. Abbildung 1). Als Beispiel wird Haushalten einerseits durch das iMSys die Überwachung des Stromverbrauchs ermöglicht (primärer Enabling-Effekt), wodurch über Verhaltensänderungen Energieeinsparungen möglich sind (vgl. [5]).

Andererseits kann dies beispielsweise bei lastvariablen Tarifen zum erhöhten Energieverbrauch außerhalb der Spitzenzeiten führen (primärer Rebound-Effekt).

 

Grafik

Abbildung 1: Bewertung digitaler Energieinfrastrukturen basierend auf der ICT Enablement Methodology nach [3]

 

Anstieg der direkten Umweltauswirkungen durch iMSys-Rollout

Die Analyse zeigt in beiden Use-Cases für alle definierten Indikatoren sowohl eine Erhöhung der direkten Emissionen als auch der Ressourcenintensität benötigter Infrastruktur gegenüber dem traditionellen Letztverbraucher. In Bezug auf das erzeugte Treibhauspotential resultiert ein um den Faktor 1,8 bzw. 2,2 höherer Wert im Falle des Prosumers bzw. des Flexumers. Für den Prosumer ergeben sich jährlich 51,6 kg CO2-Äquivalente, für den Flexumer 63,3 kg CO2-Äquivalente. Dies ist vor allem auf den Eigenstromverbrauch des iMSys während des Betriebs zurückzuführen, sodass 52 % bzw. 54 % des erzeugten Treibhauspotentials durch den Strommix bedingt sind (Strommix 2016: 523 gCO2/kWh). Falls der Ausbau erneuerbarer Energien bis 2030 gemäß des Klimaschutzszenarios 95 nach [6] erreicht wird, können die durch digitale Energieinfrastruktur zusätzlich verursachten direkten Treibhausgasemission weitestgehend ausgeglichen werden. So verringert sich der Faktor im Falle des Flexumers auf 1,2 im Vergleich zum konventionellen Letztverbraucher. Bezüglich der Analyse von Enablement-Effekten werden Berechnungen für einen potenziell erzielten reduzierten Stromverbrauch durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass eine Einsparung des Jahresstromverbrauchs eines durchschnittlichen 4‑Personenhaushalts von 2,6 % bei einem Prosumer und 3,2% bei einem Flexumer die jeweils verursachten Treibhausgasemissionen notwendiger digitaler Infrastruktur kompensiert.

Aufgrund des verzögerten iMSys‑Rollout in Deutschland besteht derzeit eine unzureichende Datengrundlage, beispielsweise zu verwendeten Komponenten bei der Produktion sowie zum Betrieb. Zukünftige Datenerhebungen können daher zur verbesserten Quantifizierung der Energie- und Ressourcenintensität sowie der Evaluierung definierter Kontrollkriterien beitragen. Weiterer Forschungsbedarf besteht zudem im Bereich von Rebound-Effekten im Kontext der Digitalisierung von Energiesystemen.

Weitere Informationen:

 

Referenzen:

 [1]   Westphal, Egon Leo et al.: Flexumer als Gestalter der digitalen Energiezukunft – Eine Begriffseinordnung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 7/8. Berlin: Bayernwerk AG, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., 2019.
 [2]   Bogensperger, Alexander et al.: Smart Meter - Umfeld, Technik, Mehrwert. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., 2018.
 [3]   Neves, Luis et al.: Evaluating the carbon-reducing impacts of ICT - An assessment methodology. Brussels, Belgium: Global e-Sustainability Initiative (GeSI), 2010.
 [4]   Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende. Berlin: Bundesregierung, 2016.
 [5]   Malmodin, Jens et al.: Assessing ICT's enabling effect through case study extrapolation - the example of smart metering. Berlin: Fraunhofer IZM, 2016.
 [6]   Haller, Markus et al.: Überblick über vorliegende Szenarienarbeiten für den Klimaschutz in Deutschland bis 2050. Berlin: Öko-Institut e.V., 2016.

 

1 Die FfE-Aktivitäten im Verbundprojekt C/sells werden im Rahmen des Förderprogramms „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) gefördert (Förderkennzeichen: 03SIN121)

Um unsere Webseite für Sie optimal zu gestalten verwenden wir Cookies. Durch die weitere Nutzung der Webseite stimmen Sie der Verwendung von Cookies zu.
Weitere Informationen zu Cookies erhalten Sie in unserer Datenschutzerklärung.