• sl1

    Energie muss man ganzheitlich denken

  • Sl2

    „An Optionen ist gut, dass man sie hat“ (Gerhard Schröder)

  • SL3

    Ohne verlässliche Rahmenbedingungen keine Investitionen

  • SL4

    Die Naturgesetze entziehen sich der politischen Entscheidung

  • SL5

    Energiewende ist nicht zum Nulltarif zu haben

  • SL6

    Dauerhafte Subventionen führen zur unternehmerischen Hirnerweichung

14. Energiepolitisches Frühstück 28.11.2019

Mit dem Titel „Quo Vadis Engpassmanagement?“ stimmte das 14. Energiepolitische Frühstück die Teilnehmer auf die aktuellen und zukünftigen Herausforderungen im Redispatch auf lokaler Verteilnetzbetreiber-Ebene ein.
Die beiden Referenten Dr. Stefan Nykamp (Innogy SE) und Richard Tretter (Stadtwerke München) stellten in ihrem gemeinsamen Vortrag sowohl die Bedeutung als auch die Herausforderungen der Verteilnetze als zentrale Akteure in der Energiewende vor.
Im Zentrum ihres Vortrages stand die Integration der erneuerbaren Energien in die Verteilnetze, die einen signifikanten Netzausbaubedarf von über 250 Mrd. EUR nach der dena-Leitstudie Integrierte Energiewende (2018) erfordern wird. In diesem Zusammenhang verwiesen sie darauf, dass sich 98% von 1,9 Mio. km Leitungen, 99,9% von 45 Mio. Zählpunkten und über 90% erneuerbarer Einspeiser auf der Verteilnetzbetreiber-Ebene befinden.
Anhand des Beispiels des Verteilnetzes der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH (MITNETZ), dass von einer niedrigen Lastendichte und einer starken Einspeisung von erneuerbarem Wind- und PV-Strom bestimmt ist, die dreifach höher als die Last liegt, verdeutlichten sie die Bedeutung vom Einspeisemanagement auf der Ebene der Verteilnetzbetreiber. Dabei stellten sie die Entwicklung der Kompetenzen auf lokaler Verteilnetzbetreiber-Ebene heraus und zeigten anhand des praktischen Beispiels, dass eine Einspeisungsreduktion von EE-Anlagen um 5% bereits zu einer Verdopplung der anschließbaren EE-Leistung ohne weiteren Netzausbau führen kann. Angesichts der kürzeren Genehmigungsdauer von EE-Anlagen, die gegenüber der Genehmigungsdauer beim Netzausbau- und -neubau auf 110-kV-Ebene nur einige Monate statt mehrerer Jahre dauert, haben die Netzbetreiber daher folgerichtig ihre Kompetenzen signifikant ausgebaut, um das zukünftige Engpassmanagement nach NABEG umzusetzen.


Die zukünftige Überführung von Redispatch, die bislang den Übertragungsnetzbetreibern vorbehalten war, und Einspeisemanagement in einen gemeinsamen Redispatch-Prozess (Redispatch 2.0) wird zu erheblichen Mehrkosten von 94 Mio. EUR/a für Verteilnetzbetreiber (VNB) führen, so die Referenten. Der gemeinsame Redispatch-Prozess würde daher dazu führen, dass die Verteilnetzbetreiber eine noch aktivere Rolle haben werden. Statt wie bisher in Echtzeit abzuregeln, etwa bei Verteilnetzbetreiber-Engpässen oder Anweisungen durch Übertragungsnetzbetreiber, bei gleichzeitiger Leistung eines bilanziellen Ausgleichs (Ausgleichsenergie), werden zukünftig durch Day-Ahead-EE-Prognosen und Eingriffe in EE-Fahrpläne und die Bereitstellung der Ausgleichsenergie wesentlich höhere Anforderungen an die Verteilnetzbetreiber gestellt. Dafür soll ein bilanzieller und finanzieller Ausgleich durch die Netzbetreiber erfolgen. Hinsichtlich der Kosten ist die derzeitige Regelung noch unklar, erläuterten die Referenten. So sei aus ihrer Sicht vielmehr eine stärkere Steuerbarkeit in der Niederspannung in Form eines Redispatch 4.0 erforderlich. Dieses könnte durch eine verstärkte Integration von E-Mobilität, Wärmestrom und Heimspeicher die zusätzlichen Netzausbaukosten im Verteilnetz um 42 % reduzieren. Nach dem Motto „Nutzen statt Abregeln“ so die Referenten, bedarf es hierfür jedoch neuer innovativer, regulatorischer Instrumente, die im ersten Schritt z.B. über SINTEG und Reallabore von Verteilnetzbetreibern erprobt werden sollten.
Im Fazit führten die beiden Referenten an, dass die Bausteine für eine Weiterentwicklung des Redispatch grundsätzlich vorhanden sind. Das Redispatch 2.0 löse das bisherige Einspeisemanagement ab, § 14a EnWG sieht die Spitzenglättung im Niederspannnetz vor, Aggregatlösungen (vKW) sind etabliert und adaptierbar und die Netzbetreiber entwickeln Lösungen sowohl zur Einbindung neuer (steuerbarer) Lasten, als auch dass sie die neuen Anforderungen des Redispatch 2.0 erfüllen und umsetzen können. Dennoch fehle es für die Weiterentwicklung zum Redispatch 4.0 an klaren Rahmenbedingungen, die einerseits ein „Nutzen statt Abregeln“ durch neue innovative, regulatorische Instrumente, als auch anderseits klare stabile planbare Investitionsbedingungen und eine ausreichende Refinanzierung für Netzbetreiber ermöglichen.


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Reinhard Schultz, Inhaber

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