Sechs Smart-Markets-Modelle und ihre regionale Anwendbarkeit

Smart Markets sind Koordinationsinstrumente für die Verbesserung des Netzengpassmanagements. Sechs Modelle haben Ecofys und Fraunhofer IWES entwickelt.

Lernen Sie Tagesspiegel BACKGROUND kennen

Dieser Text erscheint im Tagesspiegel BACKGROUND, dem täglichen Entscheider-Briefing zu Digitalisierung & KI.

Jetzt kostenlos probelesen
Sie sind Background-Kunde und haben noch kein Passwort? Wenden Sie sich an unseren Support oder hier einloggen

Die sechs Smart-Markets-Modelle:


1. Freiwilliges Quotenmodell mit regulierter Preisbildung


Grundidee: Der Netzbetreiber legt eine Quote für die maximale Einspeisung oder Last fest.


Teilnahme: Stromerzeuger und -verbraucher können sich für die Teilnahme am Quotenmodell beim Netzbetreiber anmelden. Für ihren Einsatz erhalten sie eine regulierte Vergütung.


2. Sekundärmarkt-Quotenmodell


Grundidee: Der Netzbetreiber beschließt wie beim ersten Modell eine Quote für die maximale Einspeisung oder Last.


Teilnahme: Alle für das Engpassmanagement relevanten Stromerzeuger und -verbraucher müssen an der Quotierung teilnehmen. Die Teilnehmer haben jedoch die Möglichkeit, ihre Verpflichtungen auf einem Sekundärmarkt zu handeln.


3. Kaskadenmodell


Grundidee: Eine lokale Flexibilitätsplattform wird geschaffen, auf der der regionale Verteilnetzbetreiber (VNB) oder ein unabhängiger Dritter als exklusiver Käufer (Single Buyer) für Flexibilitäten auftritt. Als Single Buyer kann er Kapazitäten der Flexibilitätsplattform gegen Vergütung hinzunehmen oder sperren.


Teilnahme: Stromerzeuger und -verbraucher können sich freiwillig für die Teilnahme an der Flexibilitätsplattform registrieren lassen. Auf der Plattform stellen sie dann Informationen über ihre Fähigkeit zum flexiblen Einsatz zur Verfügung.


4. Regionaler RegelenergiemarktPlus


Grundidee: Der heute bundesweite Regelenergiemarkt wird um eine lokale Variante erweitert und vom VNB für das lokale Engpassmanagement genutzt. Der RegelenergiemarktPlus wird von den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) betrieben und VNBs haben Zugriff auf die Plattform, um Netzengpässe zu beheben. Damit wäre erstmals ein Engpassmanagement zwischen Übertragungs- und Verteilnetz möglich.


Teilnahme: Stromerzeuger und -verbraucher können freiwillig am Regelenergiemarkt  teilnehmen, sofern sie zuvor vom Betreiber genehmigt wurden. Sie sind jedoch  verpflichtet, alle Informationen zu ihren Kapazitäten offenzulegen, um uneingeschränkt teilnehmen zu dürfen.


5. Regionaler IntraDayPlus


Grundidee: Im Modell IntraDayPlus wird der bestehende IntraDay-Markt genutzt und um lokale Informationen erweitert, sodass der VNB diese zur regionalen Engpassbehebung nutzen kann. Organisiert wird der Regionale IntraDayPlus-Markt von einem unabhängigen Unternehmen. Der bereits bestehende EPEX-Spotmarkt bietet sich allerdings zur Nutzung als Auktionsplattform an. Regionale Engpässe können vom ÜNB oder VNB dadurch behoben werden, dass sie lokale Stromprodukte gezielt am IntraDay-Markt an- oder verkaufen. Lokale Stromprodukte sind dadurch identifizierbar, dass sie eine regionale Kennzeichnung erhalten.


Teilnahme: Stromanbieter signalisieren ihre Bereitschaft zur Teilnahme am Engpassmanagement, indem sie ihr Produkt mit der Regionalkennzeichnung versehen.


6. Neue Flexibilitätsplattform


Grundidee: Eine neue Flexibilitätsplattform wird von einem unabhängigen Plattformbetreiber geschaffen, die den ÜNB und VNB für Systemdienstleistungen zur Verfügung steht. Die ÜNB und VNB treten auf der Plattform als Single Buyer mit Exklusivrechten auf, da die neue Flexibilitätsplattform eine reine Systemdienstleistungsplattform ist.


Teilnahme: Stromerzeuger und -verbraucher können freiwillig an der neuen Flexibilitätsplattform teilnehmen, sofern sie vom Anbieter genehmigt wurden.


Bewertungskriterien für die Eignung in bestimmten Netzgebieten


Um herauszufinden, wie gut welches Smart-Market-Modell für welche Netzregion geeignet ist, haben die Autoren der Studie mehrere Bewertungskriterien aufgestellt:


Statische Systemeffizienz:


  • Erfolgt eine kostenoptimale Entlastung des Engpasses?


Dynamische Effizienz:


  • Werden Rahmenbedingungen geschaffen, die langfristig effiziente Investitionsentscheidungen ermöglichen?


Regulatorische Herausforderungen:


  • Wie kann das Modell in die bestehende Regulierungspraxis eingegliedert werden?
  • In welchem Umfang sind Anpassungen vorzunehmen?


Umsetzbarkeit:


  • In welchem Umfang sind praktische Voraussetzungen gegeben (etwa Mess- und Steuerungstechnik)?
  • Inwieweit ist das Konzept konsistent mit politischen Prioritäten?


Schlussfolgerungen:


Nach diesen Kriterien eignet sich für windenergiedominierte und lastschwache Netzgebietsklassen der RegelenergiemarktPlus oder die neue Flexibilitätsplattform am besten.


Das Sekundärmarkt-Quotenmodell ist für laststarke, vorstädtische oder photovoltaikdominierte Netzgebietsklassen bei ausreichend Wettbewerb und dem Wunsch nach freier Preisbildung von Vorteil.


Insofern in den vier Netzgebietsklassen kaum Wettbewerb und Liquidität vorhanden ist, und zudem eine regulierte Preisbildung bevorzugt wird, ist das Kaskadenmodell geeignet.


Auf laststarke, vorstädtische und photovoltaikdominierte Netzgebietsklassen lasse sich das freiwillige Quotenmodell gut anwenden, schließen die Autoren der Studie.

Lernen Sie Tagesspiegel BACKGROUND kennen

Dieser Text erscheint im Tagesspiegel BACKGROUND, dem täglichen Entscheider-Briefing zu Digitalisierung & KI.

Jetzt kostenlos probelesen
Sie sind Background-Kunde und haben noch kein Passwort? Wenden Sie sich an unseren Support oder hier einloggen