Geschäftsmodell

Was ist das Besondere an der Combined Grid Solution?

— Frank Golletz: Mit der Combined Grid Solution verbinden wir zum ersten Mal zwei Windparks unterschiedlicher Länder: Ein Windpark in Dänemark und einer in Deutschland. Wir nutzen die Kapazitäten der Kabelverbindungen damit sehr effizient. Wenn diese Kapazitäten durch die Windparks nicht komplett ausgenutzt werden, können wir den Interkonnektor für den Stromhandel nutzen. Wir kombinieren also technische Assets mit dem Markt. Das Projekt ist von Beginn an ein Gemeinschaftsprojekt von 50Hertz und Energinet.dk in Dänemark, in dem wir beide lernen, wie eine derartige Kombination funktioniert.

Was für einen Nutzen bringt das für Europa?

— Frank Golletz: Die Combined Grid Solution bringt die Energiewende in Europa durch eine bessere Integration Erneuerbarer Energien voran und erhöht die Sicherheit des elektrischen Systems in Deutschland und Dänemark.

— Henrich Quick: Die Offshore-Windenergie ist ein wichtiger Baustein für eine zuverlässige Stromversorgung in einer neuen Energielandschaft. Sie ist wettbewerbsfähig und außerdem zuverlässig im Hinblick auf Technik und Netzeinspeisung. Wir sind mittlerweile daran gewöhnt, immer mehr Erneuerbare in unser Netz zu integrieren.

— Tom Pietercil: Ohne Offshore-Windenergie wird Europa nicht in der Lage sein, seine ehrgeizigen Klimaziele zu erreichen. Laut der Internationalen Energie-Agentur (IEA) ist Offshore-Energie das nächste große Thema der Branche. In den nächsten zehn bis fünfzehn Jahren wird die Offshore-Technologie rasant an Dynamik gewinnen. Sie ist kostengünstig, zuverlässig und höchst effizient. Für die Elia Group wird dies ein wichtiges Geschäftsfeld und Wachstumstreiber sein.

Wie wichtig sind internationale Kooperationen und Erfahrungsaustausch mit anderen europäischen ÜNB?

— Henrich Quick: Weil das Offshore-Geschäft sehr komplex ist, besteht eine große Solidarität unter den ÜNB. Schließlich stehen wir alle vor den gleichen Herausforderungen. Es haben sich zum Beispiel Leiter großer Offshore-Projekte aus Norwegen, Großbritannien, Dänemark, Deutschland, Belgien, Frankreich, Italien und Spanien zusammengetan. Wir arbeiten eng zusammen und haben ein länderübergreifendes Austauschprogramm für unsere Offshore-Mitarbeiter*innen eingerichtet. So können wir unsere Erfahrungen über die Best Practices miteinander teilen. Auch unsere Teams in Belgien und Deutschland leben diesen Austausch und holen sich regelmäßig Rat bei den Kolleg*innen ein. Wir können solche Initiativen nur begrüßen.

Welche großen Herausforderungen gilt es zu bewältigen, um das Systemgleichgewicht zu sichern?

— Andreas John: Eine große Herausforderung ist für uns vor allem, das Einspeiseverhalten von Erneuerbaren Energien zu prognostizieren. Wenn hier eine besondere Situation gut vorhersagbar ist, können wir entsprechende Maßnahmen ergreifen und uns mit den benachbarten Netzbetreibern abstimmen. Die besondere Herausforderung liegt dabei in der wachsenden Anzahl erneuerbarer Energiequellen und der Zunahme internationaler Stromflüsse mit einer zunehmend volatilen Situation im Systembetrieb. Diese Vielzahl an Wechselwirkungen macht eine genaue Prognose schwierig. Wir müssen deshalb unser Netz heute ganz anders betreiben als früher: Öfter aktiv und vorausschauend in den Systembetrieb eingreifen und sowohl auf topologische Schalt- oder Trafostufungs- wie auch auf Redispatch-Maßnahmen zurückgreifen. Redispatch-Maßnahmen kosten Geld und werden über Tarife an die Kunden weitergegeben. Und deshalb ist es uns ein großes Anliegen, das Redisptach-Aufkommen so gering wie möglich zu halten und das Management aller verfügbaren Maßnahmen so effizient wie möglich zu gestalten. In Deutschland– in einer Zeit in der wir sowohl aus der Atomkraft als auch der Kohlekraft aussteigen, ist auch die Frage der zukünftigen Bereitstellung von Systemdienstleistungen ein großes Thema: Insbesondere Maßnahmen zum Erhalt der Spannungsstabilität werden benötigt, um bei einer durch fehlende oder veraltete Infrastruktur verursachte höheren Netzbelastung die Systemsicherheit zu gewährleisten.

Ringflüsse stellen eine weitere Herausforderung für das Systemgleichgewicht dar.

— Andreas John: Ringflüsse sind eine altbekannte Tatsache. Strom nimmt aufgrund physikalischer Gesetzmäßigkeiten stets den Weg des geringsten Widerstandes. In Deutschland haben wir die bedauerliche Situation, dass die Energie aus dem Norden Deutschlands zu einem nennenswerten Teil über die Nachbarländer Polen und Tschechien sowie Niederlande und Belgienin den Süden fließt. Dabei handeltes sich teilweise um beachtliche Mengen. Daher müssen wir die Netze bedarfsgerecht ausbauen oder mehr aktive Netzkomponenten zur Steuerung von Stromflüssen einsetzen, um ungeplante Ringflüsse zu reduzieren und die Anforderungen der Gesellschaft, des neuen Erzeugungsmusters sowie des Energiemarktes im Blick zu behalten.

Gibt es zur Lösung dieses Problems einen anderen Weg als den Netzausbau?

— Andreas John: Unsere gemeinsame Studie zur Zukunftssicherung des europäischen Energiesystems bis 2030 hat neben der ausreichenden Netzinfrastruktur einen zweiten Hebel identifiziert. Netzbetreiber sollen künftig nicht im Voraus eine Entscheidung darüber treffen müssen, in welche Richtung sich der Markt unserer Einschätzung nach entwickeln wird. Wenn wir die Marktkopplung flexibler gestalten und bei der Vergabe von Handelskapazitäten bereits bestimmte Flexibilitäten besser berücksichtigen, können wir effizientere Marktergebnisse erhalten und müssen seltener nachträglich korrigierend eingreifen.

Elia und 50Hertz entwickeln sich zu digitalen Übertragungsnetzbetreibern. Wie wirkt sich das auf das Alltagsgeschäft aus?

— Dirk Biermann: Die Digitalisierung wird uns mit Sicherheit in allen Bereichen der Systemführung stark unterstützen. Die Erzeugung Erneuerbarer Energien ist geografisch sehr weit verstreut und stark von der Verfügbarkeit von Wind und Sonne abhängig. Unsere komplexen Infrastrukturprojekte bleiben hinter der schnellen Entwicklung der Erneuerbaren Energien zurück. Wir müssen also unser bestehendes Netz höher auslasten – und dafür brauchen wir dringend neue Tools. Big Data und künstliche Intelligenz können uns dabei helfen. Es beginnt damit, dass wir mit Hilfe von komplexen Analysen in Echtzeit ein vollständiges Abbild des Systems erhalten. Außerdem benötigen wir digitale Tools, die Prognosen bereitstellen und uns bei der Entscheidungsfindung unterstützen. Sobald Maßnahmen ergriffen werden, kommt die Automatisierung ins Spiel.

Welche Rolle spielt die digitale Messtechnik in Zukunft?

— Dirk Biermann: Die digitale Messtechnik (Smart Meter) ermöglicht einen echtzeitnahen Blick auf Verbrauch und Erzeugung auch in einer sehr dezentralen Welt. Konsumenten erhalten Zugang zu einer Vielzahl von gewünschten Dienstleistungen, die es ihnen erlauben, ihren Verbrauch an die Bedarfe des Systems anzupassen. Preise spiegeln die aktuelle Marktsituation wider und Haushalte können ihren Verbrauch von Wärmepumpen oder Elektrofahrzeugen entsprechend anpassen. Um diese Entwicklung zu fördern, hat die Elia Group die IO.Energy (Internet of Energy) Initiative ins Leben gerufen. Dabei handelt es sich um ein Ökosystem, in dem gemeinsam mit den Verteilnetzbetreibern mehrere Anwendungsfälle entwickelt und getestet werden sollen.

Welche Auswirkungen hat dies auf die Systemführung?

— Dirk Biermann: Es besteht eine enge Verknüpfung zwischen der Marktentwicklung und der Systemführung. Dies wurde im vergangenen Sommer in Deutschland deutlich, als wir große Ungleichgewichte in unserem Netz hatten. Diese wurden nicht durch technische Probleme verursacht, sondern es war eine Folge des damals bestehenden Marktdesigns. Die Preise für Regelleistung boten für die Marktteilnehmer nicht die richtigen Anreize, um negative Auswirkungen auf die Systemsicherheit zu vermeiden. Die Bundesnetzagentur hat hier inzwischen gegengesteuert. Aber der Vorfall hat gezeigt, dass es unabdingbar ist, die Wechselwirkung zwischen Markt und elektrischem System zu berücksichtigen. Wir folgen dem Prinzip, dem Markt soviel wie möglich zu überlassen und systemseitig so wenig wie möglich ins Marktgeschehen einzugreifen.

Elia und 50Hertz haben Ende 2019 eine Studie „Future-proofing the EU energy system towards 2030“ veröffentlicht. Darin schlagen Sie eine weitere Optimierung des Marktmodells vor.

— Dirk Biermann: Wenn wir die nächste Phase der Energiewende erfolgreich realisieren wollen, müssen wir Hardware (die Infrastruktur) und Software (das Marktdesign) des europäischen Verbundsystems fein aufeinander abstimmen. Wir beobachten beispielsweise erhebliche Abweichungen zwischen den physikalischen Lastflüssen im Netz und den kommerziellen Transaktionen im Markt. Deshalb wollen wir das Marktdesign dahingehend optimieren, dass es eine bessere Übereinstimmung zwischen den physikalischen Lastflüssen und den Handelsflüssen gibt. Aus unserer Studie ging zudem klar hervor, dass die rechtzeitige Fertigstellung der geplanten neuen Netzinfrastruktur unabdingbar ist. Unsere Simulationen haben gezeigt, dass Verzögerungen im Ausbau neuer Infrastruktur erhebliche Wohlfahrsteinbußen verursachen. Darüber hinaus führt fehlender Netzausbau zu einem Anstieg der Erneuerbaren-Abregelung. Wir setzen daher alles daran, den Netzausbau in enger Zusammenarbeit mit den zuständigen Behörden zu beschleunigen.

50Hertz und die Elia Groupsetzen auf kurzfristige Märkte. Welche Erfolge konnten Sie 2019 in dieser Hinsicht verbuchen?

— Dirk Biermann: Auf europäischer Ebene setzen wir derzeit die grenzüberschreitende Intraday-Marktintegration um. Warum ist das notwendig? Nun, die westeuropäischen Länder integrieren bereits in großem Umfang Erneuerbare Energien, um die Energiewende voranzutreiben. Die zunehmende Volatilität der Erneuerbaren Energien erfordert jedoch mehr kurzfristigeren Handel sowie stärker kurzfristiges Ausregeln von Systemungleichgewichten. Wir haben große Erfolge mit kürzeren Beschaffungszeiten für Regelleistung und dem Viertelstunden-Handel erzielt. Ich glaube allerdings, dass es noch Potenzial für eine noch bessere Koordinierung gibt, um effizienter mit Volatilität und grenzüberschreitendem Stromhandel umzugehen. Damit kommen wir ein gutes Stück weiter auf dem Weg zu einem wirklich integrierten europäischen Strombinnenmarkt. 

Was für eine Rolle spielt die Elektromobilität in Zukunft?

— Dirk Biermann: Ein wichtiges Thema in der Sektorkopplung ist die Elektromobilität. Sie bringt eine Vielzahl neuer Herausforderungen für das System und den Strommarkt. Zeitgleiche Ladevorgänge vieler Elektroautos können hohe Lastspitzen verursachen, die in den unterschiedlichen Netzebenen prognostiziert und ggf. an die begrenzten Netzkapazitäten angepasst werden müssen. Gleichzeitig bieten die neuen Energiespeicher und Flexibilitäten im System aber auch neue Optionen. Anhand konkreter Anwendungsfälle untersuchen wir, welche Software und welche Mechanismen zur Integration der E-Mobilität entwickelt werden müssen. Denn Stand heute sind die Marktprozesse nicht für eine solche Vielzahl an Elektrofahrzeugen und deren intelligente Nutzung ausgelegt. Da ist jede Menge Raum für Verbesserungen. Man könnte sich beispielsweise Ladesysteme in Privathaushalten vorstellen, die mit einer Photovoltaik-Anlage auf dem Dach und mit einem intelligenten Energiemanagementsystem verknüpft sind. Und als international aufgestellte Gruppe nehmen wir uns natürlich gerade auch die grenzüberschreitenden Lade- und Abrechnungsprozesse vor. Wir sollten die Elektromobilität zur Problemlöserin machen und sie nicht als weitere Störgröße betrachten.