„Leistungspreis-Plus“-Modell als marktbasiertes Konzept zur Einbindung von Kleinstflexibilitäten in den Redispatch 3.0

In Deutschland gibt es aktuell viele Flexibilitäten, die nicht genutzt werden, obwohl das Stromnetz diese dringend braucht. Speziell geht es um die vielen Photovoltaik-Heimspeicher, Wärmepumpen oder Batterien in Elektroautos und gewerbliche Lasten. Diese Kleinstflexibilitäten zu bündeln und für ein ergänzendes marktbasiertes Engpassmanagement – als Redispatch 3.0 bezeichnet – nutzbar zu machen, ist Ziel des Projekts „DataFleX“, an dem unter anderem die Übertragungsnetzbetreiber Tennet und Transnet BW mitarbeiten. Diese haben nun ein Whitepaper veröffentlicht, in dem sie ihr „Leistungspreis-Plus-Modell“ als mögliches Marktdesign für den Redispatch 3.0 vorstellen.  

„Das Modell ergänzt den bestehenden regulatorisch verpflichtenden kostenbasierten Redispatch 2.0 um einen freiwilligen marktlichen Ansatz und richtet sich insbesondere an Kleinstflexibilitäten wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Heimspeicher oder gewerbliche Lasten“, heißt es in dem Paper. Kernelement sei, dass die vielen Kleinstflexibilitäten durch Aggregatoren zu einem „netztechnisch wirksamen Flexibilitätspool“ gebündelt werden. Die so zusammenfassten Kleinstflexibilitäten könnten dann den Netzbetreibern in ihren Gebieten zum Engpassmanagement angeboten werden, die sie bei Bedarf zur Entlastung von Netzengpässen aktivieren.

Die Vermarktung soll dabei über Leistungspreisgebote erfolgen. „Zur Kontrahierung bieten Aggregatoren ihre Flexibilität mehrere Tage im Voraus für einen zeitlich nachgelagerten, mehrtägigen Verfügbarkeitszeitraum an“, erklären die Übertragungsnetzbetreiber in ihrer Veröffentlichung. Neben einem Leistungspreisgebot sollen die installierte Leistung des Pools sowie ein typisches Verfügbarkeitsprofil übermittelt werden. Die Netzbetreiber könnten dann vor dem Hintergrund des zu erwartenden Redispatchbedarfs, der netztechnischen Wirksamkeit des Pools sowie einem Kostenvergleich mit anderen Redispatch-Optionen über einen Zuschlag für das Angebot entscheiden. Wenn die aggregierten Kleinstflexibilitäten dabei einen Zuschlag erhalten, muss dies mit dem gebotenen Leistungspreis vergütet werden, unabhängig davon, ob die Netzbetreiber die Flexibilität später abrufen oder nicht. Zugleich müssten aber die bezuschlagten Pools aus Kleinstflexibilitäten verpflichtend am Redispatch-Prozess mit rollierenden Plandatenmeldungen teilnehmen. Die Aggregatoren müssen dabei rollierend verbindliche Fahrpläne und verfügbare Redispatch-Potenziale an die Netzbetreiber melden. Welche Maßnahme dann im Redipatch-Fall wirklich ergriffen wird, entscheidet der Netzbetreiber über ein gemeinsames Merit Order aus marktbasierten und kostenbasierten Optionen. Wenn ein bezuschlagter Pool dabei aktiviert wird, muss der Aggregator seinen Fahrplan entsprechend anpassen und die angeforderte Leistungsänderung umsetzen.

Die aktivierte Energiemenge wird bilanziell dem Redispatch-Bilanzkreis des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers zugeordnet, wie es in dem Whitepaper weiter heißt. Für die Organisation möglicher Vor- oder Nachholeffekte innerhalb des Pools sei weiterhin der Aggregator verantwortlich. Für die zuvor getätigte Beschaffung von Energie werde der Aggregator anhand eines regulierten Arbeitspreises entschädigt.

Zentral für das „Leistungspreis-Plus“-Modell ist Tennet und Transnet BW zufolge die Trennung zwischen Kontrahierung und Aktivierung. Bereits mehrere Tage vor dem Verfügbarkeitszeitraum werde die Flexibilität beschafft. Die Entscheidung über den tatsächlichen Abruf erfolgt dagegen wesentlich später auf Basis des konkreten Redispatch-Bedarfs. Mit dem Modell soll vermieden werden, das gezielt Gebote auf einzelne vorhersehbare Engpass- oder Preissituationen ausgerichtet werden. Strategisches Bieterverhalten soll somit von vornherein unterbunden werden.

Das Vergütungssystem sei ebenfalls auf die Vermeidung von Marktverzerrungen ausgelegt. Allein die Bereitstellung der Flexibilitäten soll durch den gebotenen Leistungspreis einen wirtschaftlichen Anreiz zur Teilnahme generieren. Im tatsächlichen Abrufungsfall wird der Aggregator noch kompensiert, allerdings nur für die zuvor getätigte Energiemengenbeschaffung. Die Kompensation erfolgt dabei prinzipiell auf Basis des Intraday-Preisindex ID1. „Dadurch werden Arbitragemöglichkeiten zwischen Redispatch 3.0 und den organisierten Strommärkten weitgehend ausgeschlossen und somit klassisches Inc-Dec-Gaming effektiv verhindert“, schreiben die Übertragungsnetzbetreiber weiter.

Die konkrete Ausgestaltung einzelner Parameter des Modells soll nun auf Basis praktischer Erfahrungen weiterentwickelt werden. Dafür ist im Zuge des Projekts „DataFleX“ ein groß angelegtes Pilotvorhaben in den Regelzonen von Transnet BW und Tennet gestartet worden.

Begleitend zur Entwicklung des „Leistungspreis-Plus“-Modells ist auch ein Kurzgutachten bei Consentec und Neon Neue Energieökonomik zur objektiven qualitativen ökonomischen Bewertung des Modells beauftragt worden. Die Forscher bestätigen darin die Praktikabilität des Modells. Zudem ist es geeignet, das Inc-Dec-Gaming wirksam zu unterbinden. Allerdings könnten mit dem Modell nicht sämtliche Fehlanreize für Aggregatoren vollständig unterbunden werden, so das Gutachten. Offene Fragen sehen die Forscher auch noch bei der Effizienz des Modells. Für die Bewertung müssten empirische Daten systematisch erhoben und analysiert werden. Dies ist nun mit der Pilotierung geplant, wobei das Vorhaben in der zweiten Jahreshälfte schrittweise skaliert werden soll.