Source: https://www.ffe.de/publikationen/veroeffentlichungen/975-rechtliche-einordnung-des-altdorfer-flexmarktes
Timestamp: 2020-04-05 01:16:23+00:00

Document:
Rechtliche Einordnung des Altdorfer Flexmarktes - Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
Rechtliche Einordnung des Altdorfer Flexmarktes
Netzengpassmanagement wird im §13 EnWG geregelt. In §13 Abs. 6 wird für die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung (hier: Flexibilität) für das Netzengpassmanagement eine Vereinheitlichung sowie die Errichtung einer gemeinsamen Internetplattform vorgeschrieben. Über diese muss die Ausschreibung von „Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten“ abgewickelt werden und die Errichtung einer Plattform der Regulierungsbehörde angezeigt werden.
Nach §14 EnWG sind VNB für die Sicherheit und Zuverlässigkeit in ihrem Netz verantwortlich und an die gleichen Regeln gebunden wie Übertragungsnetzbetreiber in §13 EnWG. Nach [1] ist eine Lösung von Netzengpässen im eigenen Verteilnetz sowie die Unterstützung vorgelagerter Netzebenen entsprechend Teil des Aufgabengebietes jedes Verteilnetzbetreibers. Dies beinhaltet jedoch nicht die Zuständigkeiten für Systemdienstleistungen, wie die Frequenzhaltung, Vorhaltung von Reserven oder den Abschluss von Verträgen nach §13 Abs. 6a EnWG (mit KWK-Anlagen).
Fazit: Grundsätzlich dürfen VNB Netzengpässe durch erzeugungs- und verbrauchsseitige Flexibilität Netzengpässe lösen. Die Nutzung von ALF ist daher möglich, solange es sich dabei um eine gemeinsame Plattform handelt (Ausnahme: durch die SINTEG-VO kann auf eine gemeinsame Plattform im Rahmen des Projektes verzichtet werden).
Anlagen mit 1 MW (ab 01.10.2021 100 kW) sind gesetzlich dazu verpflichtet, an Redispatchmaßnahmen teilzunehmen. [2] wirft die Frage auf, wieviel Raum noch für übrige Flexibilität bleibt, die marktlich beschafft wird und welches Interesse Netzbetreiber haben, dieses zu verwenden. „Ein Rückgriff auf den regulatorischen Redispatch dürfte für die Netzbetreiber jedenfalls vorzugswürdig sein, da keine individuellen Vertragsverhandlungen erforderlich sind und die wichtigsten Vorgaben zur Vergütung gesetzlich geregelt sind.“1
Netzbetreiber müssen sich bei der Abschaltung nach §13 EnWG an die Reihenfolge[1] halten. Wenn Flex-Märkte vorhanden sind, sind Netzbetreiber aufgrund der vorgegebenen Reihenfolge sogar dazu verpflichtet, diese zu nutzen bevor Notfallmaßnahmen (vgl. Einspeisemanagement nach § 13(2)) eingesetzt werden. Allerdings ist rechtlich nicht klar geregelt, wie mit gleichgestellten Maßnahmen innerhalb einer Rangstufe des Netzengpassmanagements (hier marktbezogene Maßnahmen) umgegangen werden muss (vgl. Redispatch & vertragliche Vereinbarungen zum Lastmanagement). [1] kommt daher zu dem Schluss, dass aufgrund des Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit und der Berücksichtigung von Leistung, Preis und Wirkung Flex-Märkte vorgezogen werden könnten.
Für die Ausschreibung von Flexibilität (siehe § 13 ff. EnWG) wird im Gesetz eine einheitliche Abwicklung gefordert. Dies wäre auch durch einheitliche Schnittstellen, aber mehrere Flex-Plattformen möglich. Die Regelung in § 13 Abs. 6 EnWG fordert jedoch explizit die Einrichtung einer gemeinsamen Flex-Plattform und die Zusammenarbeit von Netzbetreibern unter der Berücksichtigung von Netzbedingungen, um den Aufwand für Anbieter von Flexibilität zu reduzieren. Während dies in § 13 nur ÜNB betrifft, trifft dies durch § 14 EnWG auch auf VNB und deren Nutzung von Flexibilität für das Netzengpassmanagement zu.
Die Errichtung einer gemeinsamen Internetplattform ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen (§ 13 Abs. 6 S. 3 EnWG). [1] verweist darauf, dass die Plattform auch durch Dritte betrieben werden könnte, da die Ausschreibung von flexibler Leistung weiterhin durch die VNB erfolgt, die Verantwortung entsprechend nicht abgegeben wird. Wie sich dies verhält, wenn die Plattform selbst als externer Marktteilnehmer auftritt und die Flexibilität aktiv schaltet ist bislang nicht geklärt. Auch die Frage nach der Finanzierung bzw. etwaigen Geschäftsmodellen für den Plattformbetreiber ist derzeit nicht abschließend geklärt.
Eine Einschränkung auf Daten von Nutzern des eigenen Netzes liegt nicht vor, solange die Daten erforderlich sind. (§12 Abs. 4 EnWG) Auch eine Weitergabe von Daten zwischen VNB ist grundsätzlich möglich, solange Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse gewahrt werden. Genaue Vorschriften gibt es dafür bisher nur für ÜNB. [1]
Diese erhalten eine fixe Vergütung (vgl. §14a EnWG heute) und werden aggregiert auf der Plattform vermarktet. Da es sich hier um eine Integration des §14a EnWG handelt, welcher bereits heute ohne Herausforderungen bzgl. Diskriminierungsverbot besteht, ist anzunehmen, dass dieses Konstrukt dem Diskriminierungsverbot nicht entgegensteht.
Nach BNetzA, BK6-13-200, S. 10. sind Netzbetreiber dazu verpflichtet „Einzelheiten zur Abschaltrangfolge sowie zur diskriminierungsfreien Auswahl unter den Maßnahmeadressaten darzulegen“, sodass diese für Fachleute nachvollziehbar sind.
Der Tatbestand der Transparenz wird dahingehend erfüllt, dass die Methode und die Optimierungsgleichung bereits veröffentlicht wurden (siehe [4], [5]). Auch die Auswahl der Anlagen wird ex post veröffentlicht und so transparent dargelegt. Inwiefern die einzelnen Gebote offen gelegt werden können benötigt tiefere Analysen aus Sicht des Datenschutzes, da es sich hier ggf. um sensible Daten von Unternehmen handeln kann.
Fazit: Die Optimierung auf ALF ist grundsätzlich zulässig, solange die Gleichung, etwaige Randbedingungen und die Auswahl der Anlagen transparent dargestellt werden. Probleme können hier durch den Datenschutz entstehen, wenn Angebote und die Randbedingungen jedes Abrufes veröffentlicht werden müssen.
Fazit: Es können alle EE-Anlagen an ALF teilnehmen. Sie dürfen allerdings unter Berücksichtigung des Einspeisevorrangs erst abgeschaltet werden, wenn alle konventionellen Kraftwerke zuerst berücksichtigt wurden.
Im NABEG 2.0 ist geregelt, dass abgeregelte Anlagen >= 100 kW einen Anspruch auf bilanziellen Ausgleich gegenüber dem ÜNB haben. Für den Abruf durch einen VNB oder eine Flex-Plattform findet sich hier keine Regelung. Zudem werden Netzbetreiber in § 11 StromNZV dazu verpflichtet, einen gesonderten Bilanzkreis für den energetischen und bilanziellen Ausgleich von Maßnahmen nach §13 EnWG (Einsatz marktbezogener Maßnahmen) zu führen.
Was ändert sich durch die Strombinnenmarkt-VO?
Die Auswahl der für Redispatch verwendeten Anlagen ist auf der Grundlage objektiver (netztechnischer), transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien zu treffen. (Strombinnenmarkt-VO Art. 13 Abs. 1, [2]). Die Beschaffung muss über ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren erfolgen. Dabei sind die Anforderungen an Anbieter zu vereinheitlichen, soweit technisch möglich.
Die Stellung von § 14a EnWG ist im Bezug zu § 13 EnWG nicht klar geregelt. Der Paragraph wird nicht in § 13 EnWG adressiert. Nach [1] könnte § 14a EnWG eine „spezielle marktbezogene Maßnahme“ oder auch Teil der grünen Ampelphase sein. Ob dieser vor oder nach Redispatch bzw. Flex-Plattformen kommt, ist nicht abschließend geklärt.
Fazit: Das Verhältnis (vgl. Reihenfolge) von § 14a EnWG zu Flex-Plattformen ist noch nicht klar geregelt. Da § 14a EnWG jedoch derzeit neu gefasst wird (Verordnungsermächtigung) ist das Ergebnis abzuwarten. Eine Integration von §14a EnWG in Flex-Plattformen ist technisch möglich, wie [6] und [7] zeigen. Dadurch können Synergien beim Abruf dieser Anlagen generiert und diese auch durch vorgelagerte Netzbetreiber genutzt werden. Dieser Vorschlag aus C/sells sollte bei der Neuordnung des §14a EnWG Berücksichtigung finden.
Im Rahmen der Anreizregulierung sind etwaig anfallende Kosten durch Flex-Plattformen beinflussbare Kosten, da diese in § 11 ARegV nicht konkret genannt werden. Die Kosten werden entsprechend im Effizienzvergleich berücksichtigt und können sich hier sowohl positiv als auch negativ auswirken. Werden Kosten durch den effizienten Einsatz von Flexibilität gesenkt, können kurzfristige Effizienzgewinne erzielt werden. Steigen durch Flexibilitätseinsatz die Kosten bei gleichbleibenden Strukturparametern (vgl. Leitungslänge), kann sich der Einsatz auch negativ auswirken. Überdies sind Betriebskosten aufgrund der Eigenkapitalverzinsung gegenüber Kapitalkosten benachteiligt, da sie keine Verzinsung generieren.
Nach EnWG ist die Reihenfolge der Abregelung zu beachten, wonach erst konventionelle Kraftwerke abgeregelt werden müssen, bevor EE-Anlagen berücksichtigt werden. In NABEG 2.0 wird diese Reihenfolge ab 10/2021 eingegrenzt, sodass besonders wirksame EE-Anlagen auch dann abgeschaltet werden dürfen, wenn ihre Leistung mindestens das 5-fache von nicht-vorrangberechtigten Anlagen ersetzt. Beide Regelungen sind derzeit nicht in ALF integriert, was eine Anwendung erschwert. Eine Integration dieser Regeln in die Optimierungsgleichung ist jedoch denkbar.

References: §13
 §13
 §14
 §13
 §13
 §13
 § 13
 § 13
 § 13
 § 13
 § 14
 §14
 §14
 § 11
 §13
 Art. 13
 § 14
 § 13
 § 13
 § 14
 § 14
 § 14
 §14
 §14
 § 11