Rechtliche Einordnung des Altdorfer Flexmarktes

Anwendung der Studie „Rechtsrahmen für netzdienliche Flexibilitätsplattformen“ der Stiftung Umweltenergierecht

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

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