„Die Verteilnetze nehmen eine zentrale
Rolle bei einer kosteneffizienten Realisierung der Energiewende ein.
Die Studie zeigt zudem, dass eine intelligente Kombination von
dezentralen Netzen und dezentralen Speichern – so wie wir es heute in
der Thüga-Gruppe an verschiedenen Stellen austesten – einen Mehrwert
darstellen.“, so Markus Last, Leiter Netze der Thüga
Aktiengesellschaft. Insgesamt haben fünf Unternehmen der Thüga-Gruppe
an der Gemeinschaftsstudie der dena mitgewirkt. In der heute
veröffentlichten Studie wurde untersucht, wie sich Energiespeicher
für die Flexibilisierung des Stromnetzes nutzen lassen. Neben der
betriebswirtschaftlich optimierten Nutzung von Speichern stand daher
die Frage im Mittelpunkt der Studie, wie durch Nutzung von Speichern
und deren Flexibilität der durch die Energiewende bedingte Netzausbau
verringert werden kann. Denn der Ende 2012 veröffentlichten
dena-Verteilnetzstudie zufolge muss alleine auf Ebene der
Verteilnetze mit einem Ausbau- und Modernisierungsbedarf in Höhe von
27,5 bis 42,5 Mrd. Euro bis 2030 gerechnet werden.
Speicher mit Mehrfachanwendung im Vorteil
Während heute in der Regel ein Speicher für eine Anwendung
betrieben wird, wurde in der Studie die Kombination mehrerer
Anwendungsfälle untersucht. Dazu zählen unter anderem
Netzausbauoptimierung, Regelleistungserbringung, Systemstabilität wie
Spannungshaltung, Schwarzstartfähigkeit und Notstromversorgung.
Ergebnis ist, dass sogenannte „Multi-Use-Ansätze“ von Speichern, also
die Kombination mehrerer Speicheranwendungen, Potenziale für einen
betriebswirtschaftlich optimierten Flexibilitätseinsatz bieten.
Untersucht wurden im Rahmen der Studie auch Marktsituationen, in
denen gegenläufige Anreize bestehen: Liegt beispielsweise bundesweit
eine Stromnachfrage vor, herrscht in der Region des Speichers aber
ein Überangebot, dann ist der netzdienliche Einsatz des Speichers in
vielen Fällen kostengünstiger als der klassische Netzausbau. Konkret
bedeutet das, dass der Speicher weiter Strom dezentral aufnehmen und
nicht versuchen sollte, seinen eingespeicherten Strom auszuspeisen.
Hierbei ist hervorzuheben, dass eine netzdienliche Fahrweise der
Flexibilität nur marginale betriebswirtschaftliche Auswirkungen auf
den Speicherbetreiber hat. Dies ist gesamtwirtschaftlich betrachtet
vorteilhaft.
Dezentrale Herausforderungen dezentral lösen
Die dena-Studie zeigt ferner auf, dass die Lösung lokaler
Netzprobleme – wie beispielsweise eine Leitungsüberlastung in der
Niederspannungsebene – am besten durch lokale Signale für einen
Flexibilitätsabruf/-einsatz erfolgen sollte. Grundsätzlich kann
festgestellt werden, dass lokale Steuerungssignale dabei bundesweiten
überlegen sind.
Nach Auffassung der Studienautoren werden die bestehenden
rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen einer
volkswirtschaftlich optimalen Nutzung von Speicherflexibilitäten
nicht gerecht. Speicherbetreiber sollten wie andere Netznutzer
Anreize erhalten, ihre Flexibilität dem Netzbetreiber für das
Netzengpassmanagement zur Verfügung zu stellen.
Politik muss geeignete Rahmenbedingungen noch schaffen
Hierzu zählt insbesondere eine gleichwertige Behandlung von
Investitions- wie Betriebskosten im Rahmen der Anreizregulierung.
Innovative Technologien, die dazu beitragen, den Netzausbau zu
verringern oder zeitlich zu verschieben, haben in der Regel einen
höheren Betriebskosten-Anteil (OPEX). Sofern diese Technologien zum
Einsatz kommen sollten, würde dies zu einer Verschiebung von
Kapitalkosten (CAPEX) zu Betriebskosten (OPEX) im Vergleich zu heute
führen. Der aktuelle Regulierungsrahmen reizt aber tendenziell
CAPEX-lastige Investitionen an (=klassischer Netzausbau) und
entsprechend weniger die Nutzung innovativer Technologien.
Ein weiterer Ansatz wäre nach Ansicht der Studie die technische
Ertüchtigung der Netzbetriebsmittel für den netzdienlichen
Flexibilitätseinsatz auch auf Ebene der Niederspannung. Die
bestehende Anreizregulierung fördert keine Investitionen in die
Sensorik der Verteilnetze. Folglich haben die Netzbetreiber nur einen
begrenzten Kenntnisstand der Netzsituation in den unteren
Spannungsebenen. Durch Einsatz von Sensorik würden diese die
Netzsituation besser kennen und Maßnahmen zur Steigerung der
Flexibilitäten ergreifen können.
Weitere Maßnahmen könnten eine Weiterentwicklung der
Netzentgeltsystematik sowie der Abbau von verzerrenden staatlichen
Steuern und Abgaben darstellen, damit mehr netzdienliche Flexibilität
angereizt werden kann.
Für die zuletzt genannten Maßnahmen müssen laut Studie aber noch
vertiefende Analysen, Pilotprojekte und Kosten-Nutzen-Analysen
durchgeführt werden, um ein sinnvolles Vorgehen zu ermöglichen, das
alle möglichen Wechselwirkungen im System berücksichtigt.
Über Thüga:
Die Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) ist eine Beteiligungs- und
Fachberatungsgesellschaft mit kommunaler Verankerung. Sie ist als
Minderheitsgesellschafterin bundesweit an rund 100 Unternehmen der
kommunalen Energie- und Wasserwirtschaft beteiligt. Die jeweiligen
Mehrheitsgesellschafter sind Städte und Gemeinden. Aus Überzeugung,
dass Zusammenarbeit Mehrwert schafft, bildet Thüga gemeinsam mit
ihren Partnern den größten kommunalen Verbund lokaler und regionaler
Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in Deutschland – die
Thüga-Gruppe. Gemeinsames Ziel ist es, die Zukunft der kommunalen
Energie- und Wasserversorgung zu gestalten. Im Verbund sind die
Rollen klar verteilt. Thüga ist mit der unternehmerischen Entwicklung
beauftragt: Ausbau und Weiterentwicklung des Beteiligungsportfolios,
Steigerung der Ertragskraft des Beteiligungsportfolios durch das
Angebot von Beratungsleistungen sowie durch die Weiterentwicklung von
Kooperationsplattformen mit dem Angebot wettbewerbsfähiger
Dienstleistungen. Die rund 100 Partner verantworten die aktive
Marktbearbeitung mit ihren lokalen und regionalen Marken: insgesamt
versorgen 17.100 Mitarbeiter bundesweit 4,0 Millionen Kunden mit
Strom, 2,0 Millionen Kunden mit Erdgas und 0,9 Millionen Kunden mit
Trinkwasser. 2015 haben sie dabei einen Umsatz von 19,8 Milliarden
Euro erwirtschaftet.
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