Systemdienstleistungen - Herausforderungen und Handlungsempfehlungen

 

Herausforderungen

1. Mangelnde Wirtschaftlichkeit im aktuellen Strommarkt. Trotz des steigenden Bedarfs an Flexibilität im Energiesystem, ist der Betrieb von Flexibilitätsoptionen wie Speichern oder Demand Side Management aktuell oft nicht wirtschaftlich durchführbar.

2. Einstufung als Letztverbraucher: Im aktuellen EnWG gibt es keine Definition von Energiespeichern. Das aktuell in Deutschland praktizierte Stromnetzentgeltmodell benachteiligt Pumpspeicherkraftwerke durch die Verpflichtung zur Zahlung von Letztverbraucherabgaben, obwohl diese durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen einen positiven Beitrag zur Netzstabilität leisten. Im gesamten Prozess der Pumpspeicherung fällt das Netzentgelt doppelt an. Das PSW zahlt Netzentgelt beim Bezug von Strom (Pumpbetrieb) als sog. Letztverbraucher, obwohl der endgültige Abnehmer des aus dem PSW in seiner Funktion als Kraftwerk wiederum ausgespeicherten und in das Netz eingespeisten Stroms nochmals Netznutzungsentgelt zahlt.

3. Langfristigkeit der Investition und Unsicherheit der Marktentwicklung. Planungs- und Umsetzungszeiträume für PSW können sich auf 10 Jahre belaufen. Die unsichere Marktentwicklung und grundsätzliche Marktänderungen machen langfristige Investitionen schwer möglich.

4. Nichtvergütung von Systemdienstleistungen. Viele erbrachte Dienstleistungen für die Versorgungssicherheit werden nicht oder nicht marktgerecht vergütet.

 

Handlungsempfehlungen

  1. Stromspeicher im EnWG definieren und Rücknahme von Letztverbraucherabgaben.
    Einführen einer Definition von Speichern im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), die regelt, dass Speicher nicht als Letztverbraucher klassifiziert werden. Rücknahme der Verpflichtung zur Zahlung von Letztverbraucherabgaben.

  2. Leistungsgerechte Vergütung der erbrachten Systemdienstleistungen.
    Der volks- und energiewirtschaftliche Mehrwert der von den PSW erbrachten Dienstleistungen, die von den ÜNB zur Systemstabilisierung benötigt werden, muss sich in der Vergütung widerspiegeln. Im einzelnen werden folgende Punkte gefordert:
    Redispatch marktgerecht vergüten: nicht nur die entstandenen Kosten bei Redispatch vergüten, sondern die entgangenen Erlöse einer alternativen Vermarktung wie z.B. Regelenergie.
    Blindleistung und Schwarzstartfähigkeit weiterhin bilateral vergüten. Eine Marktlösung scheint für diese beiden SDL erscheint nicht zielführend, da die Anbieter aufgrund des regionalen Bedarfs teilweise Monopolpositionen haben.
    Hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit und Kurzschlussleistung vergüten: Für beide SDL erfolgt überhauptkeine Vergütung, auch wenn sie für die Versorgungsicherheit von großer Bedeutung sind und in dieser Größenordnung von nur wenigen Technologien erbracht werden können. Wie bei den anderen SDL sollten auch diese entsprechend ihrer Bedeutung und Alternativen marktgerecht vergütet werden.

  3. Akzeptanz von Preisvolatilitäten am Großhandelsstrompreis ohne externe Markteingriffe, z.B. durch Kraftwerke der Netzreserve als auch keine weitere Herabsetzung der aktuellen aktuellen Preisgrenzen an der EEX (+/- 9.999 € / MwH Intraday,  -500 / + 3.000€/MWh Day-Ahead).
  1. Zwischenspeicherung EE-Strom ermöglichen. Es sollte ermöglicht werden , grünen Strom auch als solchen zu verkaufen und zwischenspeichern zu können. Dies setzt wirtschaftliche Anreize größere Mengen erneuerbaren Stroms zu integrieren und Abregelungen zu vermeiden.