Gewährleistung der Flexibilität der Energieversorgung
der Abgeordneten Dr. Lukas Köhler, Frank Sitta, Grigorios Aggelidis, Renata Alt, Nicole Bauer, Jens Beeck, Dr. Jens Brandenburg (Rhein-Neckar), Dr. Marco Buschmann, Dr. Marcus Faber, Daniel Föst, Otto Fricke, Thomas Hacker, Reginald Hanke, Peter Heidt, Markus Herbrand, Torsten Herbst, Dr. Gero Clemens Hocker, Manuel Höferlin, Dr. Christoph Hoffmann, Reinhard Houben, Ulla Ihnen, Olaf in der Beek, Pascal Kober, Konstantin Kuhle, Ulrich Lechte, Dr. Martin Neumann, Frank Schäffler, Dr. Wieland Schinnenburg, Judith Skudelny, Dr. Hermann Otto Solms, Bettina Stark-Watzinger, Dr. Marie-Agnes Strack-Zimmermann, Benjamin Strasser, Katja Suding, Linda Teuteberg, Stephan Thomae, Manfred Todtenhausen, Dr. Florian Toncar, Gerald Ullrich, Sandra Weeser, Nicole Westig und der Fraktion der FDP
Vorbemerkung
Um eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten, muss zu jedem Zeitpunkt ein Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch erfolgen. Dies soll über den Strommarkt sichergestellt werden, indem jeder Bilanzkreisverantwortliche Einspeisung und Verbrauch im Gleichgewicht halten muss. Im Zuge des Ausbaus der erneuerbaren Energie geht die Residuallast an vielen Tagen und in vielen Stunden gegen null und erhöht sich danach in kurzer Zeit deutlich. Damit die Versorgungssicherheit trotz dessen gewährleistet werden kann, ist nach Ansicht der Fragesteller eine Flexibilisierung der Akteure im System notwendig. Unter Flexibilisierung versteht man dabei laut Bundesnetzagentur „die Veränderung von Einspeisung oder Entnahme in Reaktion auf ein externes Signal (Preissignal oder Aktivierung) mit dem Ziel, eine Dienstleistung im Energiesystem zu erbringen.“ (https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/NetzentwicklungundSmartGrid/Flexibilitaet/Flexibilitaet_node.html).
Eine nach Ansicht der Fragesteller vielversprechende Möglichkeit bei der Ausgestaltung sind wettbewerbliche Lösungen als Antwort auf Preissignale. Mit ihnen einher geht eine explizite Absage an spezielle Förderungen für einzelne Akteure und Technologien. Eine marktbasierte Beschaffung der Flexibilität mit dem Ziel, verbleibende Netzengpässe auszubalancieren, entspricht dem Leitbild einer Wettbewerbsordnung. Sie bietet die Möglichkeit, Flexibilitätspotenziale, insbesondere auf Lastseite, besser wahrzunehmen und Innovation anzureizen. In der Praxis wird dabei die Vergütung zwischen dem Flexibilitätsanbieter und dem Netzbetreiber weitgehend frei ausgehandelt. Über regionale Flexibilitätsmärkte werden die kostengünstigsten Angebote ausgewählt. Dieses Vorgehen führt nach Ansicht der Fragesteller zu potenziell geringeren Kosten, indem zusätzliche Flexibilitätsangebote und Innovationen geschaffen werden. Des Weiteren entstehen Anreize für die Angebotsseite, z. B. in Form von gewerblichen oder industriellen Verbrauchern, hinsichtlich der Bereitstellung flexibler Lasten. Um die Gefahr von großer Marktmacht einzelner Akteure und einer Kostensteigerung durch strategisches Bieterverhalten zu umgehen, ist eine regulatorische Kontrolle von Strom- und Flexibilitätsmärkten sinnvoll. Die marktbasierte Beschaffung kann dazu beitragen, das Angebot an Flexibilität auszuweiten und Innovationspotenzial freizusetzen. Jedoch bleibt diese Option bis dato ungenutzt, obwohl bereits heute viele Unternehmen in der Lage wären, Flexibilität als Dienstleistung am Markt anzubieten (https://www.acatech.de/publikation/netzengpaesse-als-herausforderung-fuer-das-stromversorgungssystem/).
Denkbar ist auch eine höhere Anreizsetzung bei der nichtmarktbasierten Beschaffung von Flexibilität. Hierbei könnte Flexibilität über Interessenbekundungsverfahren beschafft werden. Die Vergütung würde sich dabei an den anfallenden Kosten, ergänzt um einen finanziellen Anreiz für die Anbieter der Flexibilitäten, orientieren.
Dass das Potenzial nicht genutzt wird, liegt nach Ansicht der Fragesteller an einer Vielzahl von aktuell bestehenden Hürden. So werden Investitionen durch eine hohe Dynamik der energiepolitischen Rahmenbedingungen sowie unzureichende Planungshorizonte erschwert. Die eingangs angesprochenen Investitionsanreize, um lastseitige Flexibilität rechtzeitig zu mobilisieren, fehlen. Problematisch sind auch regulatorische Hürden z. B. in der Netzentgeltsystematik, die Flexibilität erschwert, oder in der Verordnung zu abschaltbaren Lasten (Ab-LaV), die negative Systemdienstleistungsbeiträge behindert. Darüber hinaus wird lastseitige Flexibilität durch bestehende Fördermechanismen diskriminiert (siehe auch H. Hauck – Industrielle Lastflexibilität als wertvoller Beitrag zur Umsetzung der Energiewende). Die effektive Nutzung von Flexibilitäten aus der Industrie als wichtiger Beitrag zur Umsetzung der Energiewende erfordert nach Ansicht der Fragesteller dementsprechend unter anderem eine Anpassung der Stromnetzentgeltverordnung.
Durch den Zugriff des Netzbetreibers auf Flexibilität aus Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen Dritter können Netzengpässe nach Ansicht der Fragesteller behoben werden. Es gibt jedoch auch Möglichkeiten, um sie präventiv zu vermeiden. Eine Möglichkeit wäre der Umstieg auf ein sogenanntes Knotenpreissystem. Dabei werden Strompreise für jeden Einspeise- und Entnahmepunkt (Netzknoten) gebildet und mögliche Netzengpässe somit eingepreist. Konkret werden bei der Preisbildung zum einen Marktteilnehmergebote und zum anderen die Transportkapazitäten für den entsprechenden Zeitraum sowie gegebenenfalls andere Parameter einbezogen. Der Knotenpreis entspricht somit den Grenzkosten der zusätzlichen Entnahme an einem bestimmten Netzknoten unter Beachtung der Transportkapazitäten. Dieser Ansatz kann im Idealfall die Gefahr von Netzengpässen vollständig eindämmen und zusätzliche Eingriffe in den Anlageneinsatz wären nicht bzw. nur sehr eingeschränkt notwendig (https://www.acatech.de/publikation/netzengpaesse-als-herausforderung-fuer-das-stromversorgungssystem/).
Eine weitere Handlungsoption zur Weiterentwicklung des Marktdesigns wäre ein Neuzuschnitt der bislang einheitlichen deutschen Stromgebotszone. Dieser würde eine Berücksichtigung der Transportkapazitäten bereits beim Stromhandel ermöglichen. Da die Transportkapazitäten insbesondere zwischen Nord- und Süddeutschland beschränkt sind, steht aktuell die Aufteilung der Gebotszonen ist einen südlichen und nördlichen Teil im Fokus der Diskussion. Denkbar ist nach Ansicht der Fragesteller auch eine Einführung auslastungsorientierter Netzentgelte. Höhere Netzentgelte würden dementsprechend im Fall einer kritischen Netzauslastung anfallen. Dadurch könnte ein Anreiz geschaffen werden, die Nutzung des Netzes an die Strom- und Spannungsgrenzwerte anzupassen, sodass in der Folge die Gefahr von Netzengpässen eingedämmt wird. Ein auslastungsunabhängiger Anteil bei den Netzentgelten würde erhalten bleiben, um z. B. die Kosten für die Unterhaltung des Netzanschlusses und der Netznutzungsabrechnung zu decken (https://energiesysteme-zukunft.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/PDFs/Stellungnahme_Netzengpassmanagement.pdf).
Aktuell werden Engpässe ausschließlich über diesen sogenannten Redispatch ausgeglichen, indem z. B. ein Kraftwerk vor dem Netzengpass herunter- und eines dahinter hochgefahren wird. Das derzeitige Redispatch-Regime steht aufgrund steigender Mengen und intransparenter Kosten immer wieder in der Kritik (https://www.next-kraftwerke.de/energie-blog/vorteile-nachteile-redispatch-markt).
Wir fragen die Bundesregierung:
Fragen14
Wie hoch beziffert die Bundesregierung die Anzahl der Tage im Jahr 2020, an denen Netzengpässe durch Netzbetreiber beseitigt werden mussten?
Welche Prognose hat die Bundesregierung über die Entwicklung von Netzengpässen in den nächsten fünf und zehn Jahren?
Welche Flexibilitätspotenziale in Megawatt sieht die Bundesregierung in der Industrie (nach Möglichkeit bitte nach folgenden Branchen aufschlüsseln:
a) Eisen und Stahl,
b) NE-Metalle,
c) Zement,
d) Glas,
e) Grundstoffchemie,
f) Papier,
g) Nahrungsmittel,
h) Automobil)?
Welche Möglichkeiten sieht die Bundesregierung, um das Flexibilitätspotenzial von Erneuerbare-Energien-Anlagen und Stromverbrauchern zu heben?
Welche konkreten Maßnahmen plant sie dazu?
Gibt es aus Sicht der Bundesregierung rechtliche oder wirtschaftliche Hürden, die einer Ausweitung der marktbasierten Beschaffung von Flexibilität entgegenstehen?
Wie bewertet die Bundesregierung Konzepte für sogenannte regionale Flexibilitätsmärkte, und welche rechtlichen und energiewirtschaftlichen Herausforderungen sieht sie dabei?
Beabsichtigt die Bundesregierung, statt einzelnenr, per Verordnung verpflichteten Stromerzeugern und Stromspeichernden, allen Unternehmen eine Teilnahme am Flexibilitätsmarkt zu ermöglichen?
Wie bewertet die Bundesregierung die Möglichkeit, erhöhte Anreize bei der nichtmarktbasierten Beschaffung von Flexibilität zu setzen, und welche rechtlichen oder wirtschaftlichen Hürden bestehen dabei aus ihrer Sicht?
Auf welchem Stand befindet sich die Bundesregierung bei der Anpassung der Stromnetzentgeltverordnung gegenwärtig, und welche konkreten Änderungen sind bereits in Planung (vgl. Antwort der Bundesregierung auf Bundestagsdrucksache 19/16417)?
Wie haben sich die Kosten für Redispatch-Maßnahmen nach Kenntnis der Bundesregierung in den letzten fünf Jahren entwickelt (bitte konkrete Angabe in Euro pro Jahr)?
Teilt die Bundesregierung die Auffassung der Fragesteller, dass ein marktbasierter Redispatch im Hinblick auf die Kosten weitaus transparenter wäre als die aktuellen Kompensationszahlungen, deren Berechnung für Verbraucher nicht einsehbar ist (Antwort bitte begründen)?
Wie bewertet die Bundesregierung einen möglichen Umstieg auf ein Knotenpreissystem für das zukünftige Strommarktdesign, und welche rechtlichen und wirtschaftlichen Hürden sieht sie?
Wie bewertet die Bundesregierung die Option eines Neuzuschnitts der bislang einheitlichen deutschen Stromgebotszonen, und welche rechtlichen und wirtschaftlichen Hürden sieht sie?
Wie bewertet die Bundesregierung eine mögliche Einführung von auslastungsorientierten Netzentgelten, und welche rechtlichen und wirtschaftlichen Hürden sieht sie?