Abschluss des Vorhabens „Grid Integration“ – Was muss aus rechtlicher Sicht bei netzdienlichen Flexibilitätsplattformen beachtet werden?
Flexibilitäten im Stromsystem sind seit geraumer Zeit in aller Munde, da eine zunehmend volatil ausgerichtete Stromversorgung auch für die Stromnetze neue Herausforderungen bereithält. Am 26. August 2019 präsentierte das Projektkonsortium zu „Grid Integration – Technische Integration und Steuerung von marktorientierten dezentralen Flexibilitäten in einem Verteilnetzautomatisierungssystem“ die zentralen Ergebnisse des Vorhabens.
Die wichtigste Erkenntnis aus den rechtswissenschaftlichen Untersuchungen ist, dass bereits heute ein überwiegend passfähiger Rechtsrahmen für netzdienliche Flexibilitäten existiert. Mit diesen Flexibilitäten sind solche Anpassungen der Erzeugung oder des Verbrauchs gemeint, die auf ein Signal des Netzbetreibers hin erfolgen, um etwa auf bevorstehende Engpässe im Netz reagieren zu können. Bislang werden dabei auf Verteilnetzebene regelmäßig EE-Anlagen abgeregelt (Einspeisemanagement). Besser wäre es jedoch, auch auf flexible Verbraucher oder Speicher zurückgreifen zu können. Die Vorschriften zum Netzsicherheitsrecht lassen das heute bereits zu. Verteilnetzbetreiber sind also grundsätzlich nicht daran gehindert, eigenständig Flexibilitäten zu kontrahieren und einzusetzen.
Der Teufel steckt im Detail
Zu beachten ist allerdings, dass sie dabei nicht nach freiem Ermessen vorgehen können. Sollen Verbraucher in ein Flexibilitätsmarktkonzept eingebunden werden, sind einheitliche und diskriminierungsfreie Teilnahmeanforderungen zu veröffentlichen und auf dieser Grundlage Ausschreibungen durchzuführen. Diese Anforderungen müssen zudem unter allen deutschen Verteilnetzbetreibern abgestimmt werden. Das liegt daran, dass die entsprechenden Regelungen ursprünglich für die Übertragungsnetzebene kodifiziert wurden und die Verteilnetzebene vom Gesetzgeber seinerzeit offensichtlich nicht „mitgedacht“ wurde.
Hemmnisse müssen beseitigt werden
Als Projektpartner waren die Bergische Universität Wuppertal (BUW), das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) sowie die Entega AG beteiligt.
Im Projekt „Grid Integration“ konnte gezeigt werden, dass das entwickelte Plattformmodell funktioniert. Für eine Umsetzung in der Praxis sind jedoch Anpassungen des Rechtsrahmens erforderlich. Zwei Aspekte sind dabei von wesentlicher Bedeutung: Zum einen belohnen die staatlich induzierten Strompreisbestandteile (SIP) keine netzdienlichen Anpassungen des Stromverbrauchs, sodass sich für die meisten flexiblen Verbraucher eine Teilnahme an einem Flexibilitätsmarkt kaum lohnt. Zum anderen fehlen auf Netzbetreiberseite Anreize, Flexibilitäten zu beschaffen. Hier ist das Problem, dass die Anreizregulierung bislang nur solche Kosten privilegiert, die im Zusammenhang mit dem Einspeisemanagement entstehen. Werden Verbrauchsanlagen bereits im vorgelagerten Engpassmanagement – volkswirtschaftlich sinnvoll – eingesetzt, gehen die Kosten jedoch vollständig in den Effizienzvergleich der Anreizregulierung ein.
Der Abschlussbericht des Vorhabens wird voraussichtlich noch im Laufe des Jahres 2019 veröffentlicht.
Als Projektpartner waren beteiligt: Die Bergische Universität Wuppertal (BUW), das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) und die Entega AG. Das Ziel des Vorhabens bestand darin, eine Flexibilitätsplattform auf Verteilnetzebene zu entwickeln, um die vorhandenen Netzkapazitäten optimal auszuschöpfen und übermäßigen Netzausbau zu vermeiden. Zudem sollen auch benachbarte Verteilnetzbetreiber eingebunden werden.
Weitere Informationen zum Projekt finden Sie auf unserer Projektseite.