News für Marktteilnehmer

Datenmeldeprozess für gezielte Lastreduktionsmaßnahmen für industrielle Großverbraucher gemäß §13 Abs. 2 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) oder Energiesicherungsgesetz (EnSiG) in Notfallsituationen mit freiwilliger Teilnahme

Zur Stärkung der Resilienz der Stromversorgung bauen die Übertragungsnetzbetreiber mit Regelzonenverantwortung (ÜNB) zusammen mit dem BMWK und der Bundesnetzagentur sowie in Abstimmung mit den Verteilnetzbetreibern die gezielte Stromverbrauchsreduktion einzelner industrieller Großverbraucher als Vorstufe vor kurzfristigen Lastreduktionsmaßnahmen wie der Anwendung der Abschaltkaskade gemäß VDE-AR-N 4140 auf. Mit dieser weiteren Sicherungsmaßnahme wird die Wahrscheinlichkeit der Anwendung dieser Abschaltkaskade noch weiter verringert. Wesentlicher Unterschied der Vorstufe zu kurzfristigen Lastreduktionsmaßnahmen wie der Abschaltkaskade ist die längere Vorlaufzeit von bis zu 72 Stunden. Notwendige Lastreduktionsmaßnahmen gem. VDE-AR-N 4140 werden hingegen im Regelfall sehr kurzfristig und mit einem Vorlauf von mindestens 12 Minuten angewiesen. In diesem Prozess bliebe für industrielle Großverbraucher damit nur eine sehr geringe Reaktionszeit, und Industriebetriebe könnten gegebenenfalls ihre Produktion nicht mehr geplant anpassen. Durch die in der Vorstufe vorgesehene längere Vorlaufzeit bei der vorbereiteten, gezielten Lastreduktion, können hingegen sowohl technische als auch finanzielle Risiken minimiert und eine bessere Planbarkeit für die industriellen Großverbraucher ermöglicht werden. Ziel ist ein möglichst effizientes und schadensbegrenzendes Vorgehen, welches insbesondere durch frühzeitige Abstimmung aller Beteiligten realisiert werden kann. Die Anweisung der Vorstufe erfolgt gemäß § 13 Abs. 2 EnWG oder EnSiG ohne Vertrag und ohne Vergütung.

Dieser Ansatz zur Einführung einer Vorstufe zur Lastreduktion bei industriellen Großverbrauchern mit freiwilliger Teilnahme ist zwischen den ÜNB und dem BMWK sowie der BNetzA abgestimmt.

Die ÜNB haben im Dialog mit industriellen Großverbrauchern teilweise bereits einen Austausch von wesentlichen Stammdaten für die Umsetzung der Vorstufe und eine Indikation von Lastreduktionspotentialen vorgenommen.

Der Vorlauf von bis zu 72 Stunden zur verbindlichen Anweisung des jeweiligen Lastreduktionspotentials gegenüber teilnehmenden Industriebetrieben in Form von Bewegungsdaten würde im etwaigen Anwendungsfall gewährleisten, dass eine Umsetzung auf der Verbraucherseite schadensminimierend erfolgen kann (zielgerichtete Umplanung Produktion, geordnete Lastreduktion unter Berücksichtigung der Anlagen und Prozesse). Die Anweisung durch den ÜNB würde mindestens mit dem in der Datenübermittlung angegebenen Vorlauf sowie dem verbindlich gemeldeten Lastreduktionspotential erfolgen und durch die industriellen Großverbraucher eigenständig umgesetzt werden.

Die Bewegungsdaten werden in Form von Zeitreihen mit Viertelstundenwerten für ein identifiziertes Notfallzeitfenster in der Zukunft benötigt, um verbindliche Lastreduktionspotentiale für eine Anweisung zu erhalten. Daher ist für jeden Kalendertag des Notfallzeitfensters eine Meldung für den gesamten Kalendertag erforderlich, konkret das Lastreduktionspotential mit Vorlaufzeit für die Anweisung und die geplante Lastaufnahme. Industrielle Großverbraucher werden gebeten, ausschließlich das beiliegende Formular zur Meldung der geplanten Lastaufnahme und des Lastreduktionspotenzials zu nutzen. Eine Aufforderung zur Datenmeldung erfolgt nicht fortlaufend, sondern ausschließlich für vorab identifizierte Notfallzeitfenster in einer Gefährdungslage. Ab der Aufforderung zur Datenmeldung soll innerhalb von maximal sechs Stunden die vollständig ausgefüllte Meldung an den zuständigen ÜNB übermittelt werden. Anhand dieser Bewegungsdaten können die ÜNB im Notfallzeitfenster gezielte Lastreduktionen identifizieren und zur Lastreduktion auffordern.
Weitere Hinweise und Kontaktdaten zur Datenübermittlung finden sie im Datenmelde-Muster.
Bei Interesse an der Teilnahme an der Vorstufe wenden Sie sich bitte an den zuständigen ÜNB. Die Umsetzung erfolgt in Abstimmung mit den betroffenen Verteilnetzbetreibern.

Bitte nutzen Sie für Fragen zum Prozess das folgende Kontaktformular.

Eine gemeinsame Veröffentlichung der ÜNB ist hier zu finden:
netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/freiwillige-Lastreduktion

Zudem ist die Veröffentlichung auch auf den Webseiten der ÜNB zu finden:
50hertz.com/de/Netz/Systemfuehrung/FreiwilligeLastreduktion
amprion.net/Netzkennzahlen/Freiwillige-Lastreduktion/
transnetbw.de/de/transparenz/stoerungen-und-unterbrechungen/freiwillige-lastreduktion

Die europäische Elektrizitätsverordnung ist Teil des Clean Energy Package und verpflichtet die europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für Strom, eine gemeinsame Studie über alternative Gebotszonenkonfigurationen durchführen – den sogenannten Bidding Zone Review. 

Gebotszonen sind Gebiete in Europa, in denen ein einheitlicher Strompreis am Großhandelsmarkt gilt. Am 08. August hat die europäische Regulierungsbehörde ACER entschieden, dass für Deutschland, Frankreich, Italien, die Niederlande und Schweden alternative Gebotszonenkonfigurationen im Rahmen des Bidding Zone Reviews untersucht werden müssen. Deutschland steht klar im Fokus des Bidding Zone Reviews: Hier müssen vier verschiedene alternative Konfigurationen untersucht werden, während für die anderen erwähnten Staaten jeweils nur eine alternative Konfiguration betrachtet wird.

Angesichts der signifikanten Netzengpässe in Deutschland und den Niederlanden unterstützt TenneT die Entscheidung von ACER, die Auswirkungen einer Aufteilung der deutschen und niederländischen Gebotszonen zu untersuchen. TenneT wird aktiv dazu beitragen, objektive und repräsentative Ergebnisse zu liefern, so dass die beteiligten EU Mitgliedstaaten am Ende eine fundierte Entscheidung über die zukünftige Gebotszonenkonfiguration für Europa treffen können.

Im Rahmen des Bidding Zone Reviews wird untersucht, ob alternative Gebotszonenkonfigurationen die wirtschaftliche Effizienz und die Möglichkeiten des grenzüberschreitenden Stromhandels erhöhen, ohne dabei die Betriebssicherheit des Stromnetzes zu gefährden. Die Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt ("EU-Elektrizitätsverordnung") schreibt vor, dass sich die Grenzen der Gebotszonen an den strukturellen Engpässen im Übertragungsnetz orientieren sollen.

Bei der Ausarbeitung der Methodik für den Bidding Zone Review im Jahr 2019 mussten die ÜNB alternative Konfigurationen vorschlagen, die im Rahmen des Bidding Zone Reviews untersucht werden sollten. Zu diesem Zeitpunkt hat TenneT, gemeinsam mit den anderen deutschen ÜNB, vorgeschlagen, alternative Konfigurationen für die Niederlande und Deutschland zu untersuchen, einschließlich einer Aufteilung der niederländischen Gebotszone in drei Zonen und drei verschiedenen Aufteilungen der deutschen Gebotszone. Da sich die nationalen Regulierungsbehörden jedoch nicht auf einen Vorschlag einigen konnten, wurde die Entscheidung über die Methodik, die Annahmen und die zu untersuchenden alternativen Gebotszonenkonfigurationen am 13. Juli 2020 an ACER übertragen.

Laut ACER lagen zu diesem Zeitpunkt  nicht genügend Informationen vor, um zu entscheiden, welche alternativen Gebotszonenkonfigurationen untersucht werden sollten. Im November 2020 beauftragte ACER die ÜNB, sogenannte Locational Marginal Prices (LMPs) – Knotenpreise pro Umspannwerk – für das Zieljahr 2025 zu simulieren. Im vergangenen März haben die ÜNB mit der Fertigstellung dieser LMP-Simulationen für ganz Kontinentaleuropa einen wichtigen Meilenstein erreicht und diese Ergebnisse an ACER übermittelt. Die Ergebnisse wurden auch auf der Website von ENTSO-E der Öffentlichkeit zugänglich gemacht.

Auf der Grundlage dieser Ergebnisse hat ACER nun eine Entscheidung darüber getroffen, welche alternativen Gebotszonen im Rahmen des Bidding Zone Reviews untersucht werden müssen. Mit dieser Entscheidung kann die Gebotszonenüberprüfung nun beginnen.

Die Niederlande bilden derzeit eine einzige Gebotszone. ACER hat entschieden, dass für die Niederlande eine Aufteilung in zwei separate Gebotszonen untersucht werden soll. Die Aufteilung der Gebotszone in zwei Gebotszonen folgt in etwa der Grenze zwischen der Provinz Overijssel und der Provinz Gelderland, wobei alle 110/220-kV-Netzelemente in der nordöstlichen Gebotszone und alle 150/380-kV-Netzelemente in der südwestlichen Gebotszone liegen würden.

Deutschland und Luxemburg bilden derzeit ebenfalls eine einzige Gebotszone. Für Deutschland sind die folgenden alternativen Gebotszonenkonfigurationen zu untersuchen: Die alternativen Gebotszonenkonfigurationen im Bild a) sieht eine nördliche und südliche Gebotszone vor. In Bild b) wird die nördliche Gebotszone aus Bild a) noch einmal in einen westlichen und östlichen Bereich unterteilt. Bild c) sieht einen zusätzlichen Split der südlichen Gebotszone vor und ebenfalls ändert sich der Zuschnitt der nördlichen Zonen etwas. Bild d) zeigt einen Split in fünf Gebotszonen, bei der das Bundesland Schleswig-Holstein eine eigene Gebotszone darstellt.

Abbildung 2: Die zu untersuchenden alternativen Gebotszonenkonfigurationen für Deutschland

Neben den individuellen Konfigurationen, in denen ein Split einer Gebotszone isoliert untersucht wird, die umliegenden Gebotszonen verbleiben bei diesen Simulationen im Status quo, wird es zwei Kombinationen von Splits geben, die jeweils zwei Mitgliedsstaaten umfassen. Dise Kombinationen werden während des Bidding Zone Reviews basierend auf einem Ranking individueller Splits in Bezug auf monetarisierbare Effekte bestimmt.

Der Bidding Zone Review wird eine umfassende Bewertung der positiven und negativen Auswirkungen der verschiedenen Gebotszonenkonfigurationen beinhalten. Insgesamt müssen 22 Indikatoren in Bezug auf die allgemeine Markteffizienz, die Netzsicherheit, die Stabilität und Robustheit der Gebotszonen sowie die Auswirkungen auf die Energiewende bewertet werden. Anhand der Ergebnisse dieser 22 Indikatoren werden die ÜNB den Bewertungsprozess gemäß der Methodik des Bidding Zone Reviews durchführen, um schließlich eine gemeinsame Empfehlung zu erarbeiten, ob die aktuelle Gebotszonenkonfiguration beibehalten oder geändert werden soll.

Das Fachwissen der Stakeholder ist für jede Diskussion über fundamentale Marktdesignfragen unerlässlich. Die ENTSO-E und die ÜNB sind bestrebt, ein breites Spektrum von Stakeholdergruppen von Anfang an in den Bidding Zone Review einzubeziehen. Die ÜNB werden relevante Stakeholder über öffentliche Workshops, eine Umfrage zu den Transition Costs und eine öffentliche Konsultation in den Bidding Zone Review involvieren. Außerdem wurde eine beratende Gruppe (‘Consultative Group’) eingerichtet, in der deutsche und niederländische Marktteilnehmer durch europäische und nationale Verbände vertreten sind, z.B. der BDEW oder Energie-Nederland. TenneT ermutigt interessierte deutsche und niederländische Marktteilnehmer, sich über diese Verbände Gehör zu verschaffen und von den Konsultationsmöglichkeiten während des Bidding Zone Reviews Gebrauch zu machen. Denn nur so können ihre Ansichten zu den Auswirkungen alternativer Gebotszonenkonfigurationen in der Studie berücksichtigt werden.

Auf der Grundlage der Ergebnisse der Studie, die voraussichtlich im ersten Quartal 2024 abgeschlossen sein wird, werden die ÜNB den Regierungen der beteiligten Mitgliedstaaten eine gemeinsame Empfehlung unterbreiten. Die Mitgliedstaaten haben dann sechs Monate Zeit, um zu entscheiden, ob die derzeitige Gebotszonenkonfiguration beibehalten oder geändert werden soll, und wann diese Änderung in Kraft treten soll. In Anbetracht der Zeit, die erforderlich ist, damit alle Beteiligten im Energiesektor ihre Systeme entsprechend vorbereiten und anpassen können, ist damit zu rechnen, dass eine Rekonfiguration der Gebotszonen erst 2027 oder später umgesetzt wird.

Disclaimer: Dieser Artikel wurde im August 2022 veröffentlicht. Zwischenzeitlich wurde entschieden, die in der ACER Entscheidung vorgesehenen Fallback Konfigurationen für Deutschland zu untersuchen. Diese Änderungen wurden gemeinsam mit der angepassten Zeitleiste nachträglich (am 14.3.2023) in diesem Artikel angepasst. Alle aktuellen Informationen zum Bidding Zone Review sind auf der Projektseite von ENTSO-E zu finden.

Zusammen mit anderen europäischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) der Core Kapazitätsberechnungsregion (Core CCR) hat TenneT einen weiteren wichtigen Schritt in der Gestaltung des europäischen Energiemarktes der Zukunft unternommen: die bessere Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen, Improved Coordination Solution (ICS).

TenneT ist Teil der größten Kapazitätsberechnungsregion, der sogenannten Core-Region, bestehend aus 16 ÜNB aus Österreich, Belgien, Kroatien, Tschechien, Frankreich, Deutschland, Ungarn, Luxemburg, den Niederlanden, Polen, Rumänien, Slowakei und Slowenien.

Sie entwickeln und implementieren Marktintegrationslösungen, die in der europäischen Gesetzgebung definiert sind, denn eine weitere Integration der Stromgroßhandelsmärkte ist essenziell, um die Energiewende und ein CO2-freies Energiesystem zu ermöglichen. Der aktuelle Regulierungsfokus liegt auf einer Erhöhung der zonenübergreifenden Kapazitäten sowie auf verstärkter Zusammenarbeit und Harmonisierung zwischen den Mitgliedstaaten. Da es immer schwieriger und teurer wird, die Netzsicherheit aufrechtzuerhalten, ist eine gemeinsame, internationale Definition und Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen erforderlich. Aus diesem Grund wurde die ROSC-Methode zur regionalen Koordination der Betriebssicherheit für jede europäische Kapazitätsberechnungsregion entwickelt und implementiert. Für jede Kapazitätsberechnungsregion legt sie gemeinsame Prozesse für die regionale Sicherheitsanalyse, das Optimieren von Entlastungsmaßnahmen, sowie die Koordinierung und Kostenteilung innerhalb der jeweiligen Region fest. Die Prozesse decken die operativen Planungszeiträume Day-Ahead und Intraday ab und werden bereits bestehende nationale und internationale operative Planungsprozesse ergänzen und ersetzen. Die ROSC-Methode wird in den kommenden Jahren schrittweise implementiert und verpflichtet die ÜNB, Entlastungsmaßnahmen gemeinsam zu koordinieren, um Netzengpässe zu beheben. Das soll zu einem effizienteren Nutzen von Entlastungsmaßnahmen und zu einer Verbesserung der Versorgungssicherheit führen.

Erster Schritt: regionale Koordination der Betriebssicherheit in 13 Ländern
Als Teil dieses Prozesses wurde am 1. November der ICS-Prozess von den ÜNB in CCR Core und Regionalen Sicherheitskoordinatoren (RSCs) eingeführt. RSCs sind Kooperationszentren der beteiligten ÜNB und spielen eine wichtige operative Rolle in allen koordinierten Prozessen, die in der CCR Core stattfinden. Der ICS-Prozess ermöglicht den ÜNB einen täglichen, grenzüberschreitenden Austausch zu Entlastungsmaßnahmen wie Redispatch- und Countertrade, sowie bei topologischen Maßnahmen und verfügbaren Phasenschiebereinstellungen sowie eine gemeinsame  Planung und Aktivierung dieser Maßnahmen.

Ziellösung wird im Jahr 2024 implementiert
Die Umsetzung des ICS ist ein wichtiger Meilenstein, aber nur der erste Schritt in einer Reihe von weiteren Implementierungen, die zur Erfüllung der SOGL (Verordnung zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb) von den ÜNB durchgeführt werden. Mit diesem ersten Schritt werden die bestehenden operativen Planungsprozessen schon frühzeitig auf die zukünftigen Ziellösung, der Coordinated Security Analysis (CSA), vorbereitet. Das Ziel ist eine gemeinsame Plattform, die es den ÜNB der Core Region ermöglicht, Entlastungsmaßnahmen zu optimieren, um das Netz von bestehenden Engpässen zu entlasten und so effizient wie möglich nutzen zu können.