Auch die Universität Duisburg-Essen (UDE) ist ein enera Konsortialpartner. Sie unterstützt das Projekt und die Projektpartner mit ihrer Expertise in energiewirtschaftlichen Themen und ist vor allem in der Schwerpunktkategorie "Markt" aktiv.

Wie der Stromhandel funktioniert und warum ein sogenannter Flexibilitätsmarkt die Zukunft des Energiehandels darstellen kann, haben die Marktexperten Philip Goldkamp und Jan Schallenberg bereits in ihrem Beitrag zum enera Flexibilitätsmarkt erläutert.

Ergänzend hierzu hat auch das Team der UDE um Prof. Dr. Christoph Weber einen Beitrag zum Thema Flexibilitätsmarkt / Smart Market verfasst.

Der nachfolgende Text stammt von Jonas Höckner und Simon Voswinkel (Lehrstuhl für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen).

Aus den Weststadttürmen der Universität Duisburg-Essen (UDE) hat man einen hervorragenden Blick über das Ruhrgebiet. Neben dem Essener Stadtbild und der VELTINS-Arena ist das Landschaftsbild geprägt durch das Weltkulturerbe Zeche Zollverein und das Steinkohlkraftwerke Scholven als Hinterlassenschaften vergangener Tage der Energiebranche. Doch auch im Ruhrgebiet wird an der Energiewelt der Zukunft gearbeitet. Die Universität Duisburg-Essen forscht im Rahmen des Projekts enera an einer Lösung zur besseren Integration von erneuerbaren Energien in das deutsche Stromnetz und möchte damit einen Beitrag zur erfolgreichen Umsetzung der Energiewende leisten. Um zu verstehen, an welchen Herausforderungen der Energiewende die UDE gemeinsam mit vielen Projektpartnern in dem Projekt arbeitet, lohnt sich zunächst ein Blick in die Vergangenheit.

In der Zeit vor der Energiewende zeichnete sich die Stromerzeugung durch große Kraftwerkblöcke mit mehreren hundert bis tausend Megawatt Erzeugungsleistung aus, die an strategisch günstigen Orten geplant und errichtet wurden. Kraftwerksstandorte wie in Scholven produzierten vor einigen Jahrzehnten mit einer installierten Leistung von ca. 3400 Megawatt fast so viel Strom wie drei Kernkraftwerke zusammen und waren somit für die sichere Stromerzeugung verantwortlich. Das Übertragungsnetz transportierte den Strom von den Kraftwerksblöcken in die Ballungszentren und versorgte große industrielle Verbraucher. Durch das Verteilnetz wurden auf niedrigeren Spannungsebenen auch Haushalte und Gewerbebetriebe mit Strom versorgt. Der Netzausbau konnte auf bestehende und neu geplante Kraftwerke abgestimmt und umgesetzt werden.

Heutzutage stellt die Energiewende das Stromnetz vor große Herausforderungen. Der starke Zubau von Windenergieanlagen im Norden Deutschlands, fernab von den großen Verbraucherzentren, erfordert einen starken Ausbau der Kapazitäten des Übertragungsnetzes. Zusätzlich werden viele erneuerbare Energieanlagen im Verteilnetz angeschlossen (z.B. Windenergieanlagen oder PV-Anlagen auf dem Dach eines Einfamilienhauses), so dass der Strom aus dem Verteilnetz zunächst in das Übertragungsnetz „zurückgespeist“ werden muss, bevor der Strom in die Lastzentren transportiert werden kann. Diese umgekehrte Nutzung der Netze birgt neue Herausforderungen.

Immer häufiger kommt es zu Netzengpässen im Übertragungs- und Verteilnetz. Aus diesem Grund müssen die Netzbetreiber immer häufiger Windenergieanlagen abregeln (sog. Einspeisemanagement), um die Netzstabilität zu gewährleisten. Obwohl folglich mehr erneuerbarer Strom produziert werden könnte, wird aufgrund der fehlenden Netzkapazitäten der Strom nicht in das Netz eingespeist. Da die Betreiber der Windenergieanlagen im Rahmen des EEG trotzdem für die nicht eingespeiste Strommenge entschädigt werden, sind die Kosten für diesen nicht produzierten Strom in den letzten Jahren stark gestiegen und lagen im Jahr 2017 bei über 1 Milliarde Euro.

Im SINTEG-Schaufensterprojekt enera tragen Prof. Christoph Weber und sein Team an der Universität Duisburg-Essen mit ihrer langjährigen Erfahrung zur Konzeption und Implementierung eines Smart Markets bei. Der Smart Market soll eine marktbasierte Alternative zur Bewirtschaftung von Netzengpässen darstellen. Statt Windanlagen abzuregeln und den nicht produzierten Strom zu entschädigen, sollen über den Markt zum Beispiel lokale Industriebetriebe oder Speicher den Strom zu besseren Konditionen abnehmen können. Durch den lokalen Verbrauch muss der Strom nicht mehr über das Übertragungs- und Teile des Verteilnetzes zu den Verbrauchern transportiert werden. Betriebe in Engpassregionen profitieren von einem günstigeren Strombezug, da sie mit ihrem Verbrauch das Netz unterstützen und Kosten durch Einspeisemanagement verhindern. Dadurch soll das übergeordnete Ziel einer verbesserten Integration erneuerbarer Energien in das deutsche Energiesystem erreicht werden.

Die zentralen Arbeitspakete der Universität Duisburg-Essen beinhalten die Konzipierung, Erprobung und Evaluation des Smart Markets sowie die Definition regionaler Produkte, die auf der Marktplattform gehandelt werden - in Zusammenarbeit mit vielen weiteren Projektpartnern. Das Ziel der Arbeitspakete ist die Entwicklung einer kosteneffizienten Lösung, die für alle Marktteilnehmer die richtigen Anreize zur Bewirtschaftung von Netzengpässen im Verteil- und Übertragungsnetz setzt.

Begleitend dazu wird der ökonomische und regulatorische Rahmen eines Smart Markets untersucht. Es werden geeignete Rahmenbedingungen für eine effiziente Ausgestaltung und Anreizsetzung identifiziert, die eine erfolgreiche Umsetzung des Smart Markets jenseits des Schaufensterprojekts ermöglichen. Aus den Erkenntnissen des Projekts sollen Empfehlungen an Politik und Regulierung für die zukünftige Gesetzgebung im Hinblick auf die Einführung eines Smart Markets abgeleitet werden.

Zudem erweitert das Team sein vielfach genutztes Elektrizitätsmarktmodell Joint Market Model (JMM) um die in enera entwickelten Smart Markets. Damit wird mit Hilfe von Simulationen untersucht, wie die Einführung von Smart Markets, wie in enera entwickelt, deutschlandweit zur Integration erneuerbarer Energien und zum Gelingen der Energiewende beitragen kann.