Eine Beitragsreihe über den enera Flexmarkt – Teil 1

2019-02-04T21:56:48+00:00

2019 ist es soweit. Der enera Flexmarkt geht live.

Mit dieser Beitragsreihe rufen wir ins Gedächtnis, wie es zur Realisierung des enera Flexmarktes kam und wie dieser aufgebaut ist. In mehreren Beiträgen betrachten wir die großen Herausforderungen der Energiewende, beleuchten die Chancen der Digitalisierung und erklären, wie der enera Flexmarkt funktioniert.

Herausforderungen der Energiewende

Im Rahmen der Energiewende gewinnen Einspeiser, die von Wind und Wetter abhängig sind (z.B. Photovoltaik- und Windkraftanlagen) auf allen Spannungsnetzebenen an Bedeutung. Die Schwankungen in der Erzeugung lassen sich bisher jedoch nur schwer prognostizieren.

Lokale Netzzustandsprognosen, welche kritische Netzsituationen auf Basis von umfangreichen Wetterdaten, Satellitenbildern oder lokalen Kameras vorhersagen, werden aktuell nur selten genutzt.

Tritt eine solche kritische Netzsituation auf, müssen Korrekturmaßnahmen in Echtzeit durchgeführt werden.

Diese Korrekturen, z.B. durch ReDispatch oder durch Einspeisemanagement, verursachen allerdings hohe Kosten, während gleichzeitig - etwa durch die Abregelung von Windkraftanlagen - weniger grüne Energie eingespeist wird.

Für die Übertragungsnetzbetreiber bedeutet die Energiewende aber auch, dass das bisherige Potenzial an fossilen Kraftwerken stark abnehmen wird und neue Flexibilitätsquellen erschlossen werden müssen.

Ebenso müssen zukünftig die Verteilnetze an gestiegene Anforderungen angepasst werden, sobald eine Vielzahl an Stromspeicheranlagen (Hausspeicher, Elektromobilität) auf Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene angeschlossen werden. Sollte eine netzdienliche Nutzung dieser Flexibilitätsquellen nicht möglich sein, droht nämlich auch im Verteilnetz ein massiver Netzausbaubedarf.

Die Digitalisierung eröffnet neue technische Lösungsräume

Die fortschreitende Digitalisierung bietet jedoch viele Ansätze, um den genannten Herausforderungen zu begegnen.

So lassen sich durch die Integration von Sensorik im Verteilnetz sowie durch die umfangreiche Nutzung von regional aufgelösten Wetterdaten Netzzustandsprognosen in ausreichend lokaler Granularität erstellen. Die Optimierung des Verteilnetzes kann dann prognosenbasiert erfolgen.

Auch bei Batteriespeichern oder der Kopplung mit anderen Sektoren durch Power-to-Gas bzw. Power-to-Heat lässt der technische Fortschritt mittlerweile ganz neue Formen von Flexibilitäten entstehen. IT-technische Anbindungen, z.B. durch Smart Meter, werden darüber hinaus immer günstiger, so dass die Flexibilitätsbereitstellung auch durch kleinere Anlagen wirtschaftlich umsetzbar wird.

Dank der Weiterentwicklung von digitalen Lösungen, wie den virtuellen Kraftwerken, Handelsalgorithmen u.a., wird die Komplexität eines dezentralen Energiesystems handhabbar.