Flexibilitäten – der schlafende Riese erwacht

Frau Dr.-Ing. Ried, womit beschäftigen Sie sich in Ihrer Arbeit bei TransnetBW?

Mein Arbeitsalltag ist stark von Projektarbeit geprägt. Ich leite ein interdisziplinäres Projektteam, das sich mit der Konzeption, Weiterentwicklung und Erprobung von Instrumenten beschäftigt, um Flexibilität auf der Lastseite für den Netz- und Systembetrieb nutzbar zu machen.

Dabei bearbeiten wir technische, energiewirtschaftliche und regulatorische Fragen. Gemeinsam entwickeln wir Prozesse, Marktdesigns und Leitplanken. Diese testen wir auch in Pilotprojekten wie OctoFlexBW. Das geschieht in enger Abstimmung mit verschiedenen Fachbereichen innerhalb von TransnetBW, aber auch im Austausch mit externen Partnern wie anderen Netzbetreibern, Aggregatoren, Herstellern oder Forschungseinrichtungen.

Wie ist Ihre Arbeit organisatorisch eingebettet?

In unserer Fachabteilung entwickeln wir konkret das Marktdesign von morgen. Gleichzeitig sind wir stark vernetzt: Wir arbeiten eng mit der Systemführung zusammen, die diese Flexibilität später nutzen soll, und auch mit der Politik- und Regulierungsseite, weil viele der Konzepte nur mit entsprechenden Rahmenbedingungen umgesetzt werden können.

Wie arbeiten Sie konkret im Projekt?

Wir arbeiten bereichsübergreifend in einer hybriden, stark agilen Projektstruktur. Das bedeutet: Wir haben regelmäßige Abstimmungen, in denen wir gemeinsam an Konzepten arbeiten, aber auch Formate, um uns über den aktuellen Stand auszutauschen.

Ein wichtiger Bestandteil sind monatliche Reviews und Planungsrunden, in denen wir Fortschritte bewerten und die nächsten Schritte festlegen. Gerade in einem Umfeld, das sich schnell verändert und stark von externen Entwicklungen geprägt ist, hilft uns diese Arbeitsweise, flexibel zu bleiben und kontinuierlich und mit Blick auf unsere Projektziele nachzusteuern.

Kommen wir zum fachlichen Kontext: Was verändert sich im Stromsystem aktuell?

Die Energiewende führt zu tiefgreifenden Veränderungen. Auf der Erzeugungsseite sehen wir einen starken Ausbau erneuerbarer Energien und damit eine höhere Volatilität. Gleichzeitig entstehen auf der Verbrauchsseite durch Elektrifizierung neue, flexible Lasten, etwa durch Elektrofahrzeuge, Heimspeicher oder Wärmepumpen. Hinzu kommt, dass konventionelle Kraftwerke zunehmend vom Netz gehen. Gleichzeitig besteht weiterhin ein strukturelles Nord-Süd-Gefälle: viel Erzeugung im Norden, hohe Verbrauchszentren im Süden. Das führt zu einem steigenden und zunehmend kurzfristigen Bedarf an Eingriffen in den Systembetrieb.

Welche Rolle spielt dabei der Redispatch?

Redispatch bedeutete lange Zeit, dass wir durch das Hoch- oder Herunterfahren von Kraftwerken in das Marktergebnis eingreifen, um Netzengpässe zu beheben.

Mit dem Einbeziehen von erneuerbaren Energien und großen Batterien – Redispatch 2.0 – haben wir diesen Mechanismus bereits erweitert. Allerdings liegt deren Stärke vor allem darin, Leistung zu reduzieren, also abzuregeln. Zusätzliche Erzeugung ist bei erneuerbaren Energien nur begrenzt möglich, unter anderem bei Biomassekraftwerken. Gerade in Süddeutschland, wo häufig zusätzliche Erzeugung benötigt wird, stoßen wir damit an Grenzen.

Und hier setzt Redispatch 3.0 an?

Genau. Redispatch 3.0 geht einen Schritt weiter, indem wir Flexibilität auf der Lastseite nutzen wollen. Das bedeutet: Statt ausschließlich die Erzeugung anzupassen, können wir auch den Verbrauch temporär reduzieren oder verschieben. Das betrifft insbesondere viele kleine, dezentrale Verbraucher wie Elektrofahrzeuge oder Wärmepumpen. Von diesen erwarten wir in Zukunft ein erhebliches Flexibilitätspotenzial, insbesondere in Baden-Württemberg.

Damit erschließen wir nicht nur zusätzliche Möglichkeiten für das Engpassmanagement, sondern können auch Kosten senken. Interne Analysen zeigen, dass deutschlandweit bis 2030 Einsparpotenziale in der Größenordnung von etwa einer Milliarde Euro möglich sind, wenn dieses Konzept breit umgesetzt wird.

Wie funktioniert das technisch?

Wir steuern nicht einzelne Anlagen direkt. Stattdessen arbeiten wir mit Aggregatoren zusammen. Diese bündeln viele einzelne Anlagen zu sogenannten Pools. Diese Pools werden uns inklusive Prognosen beispielsweise zu verfügbaren Potenzialen bereitgestellt. Auf dieser Basis gleichen wir als Netzbetreiber unseren Bedarf mit den verfügbaren Flexibilitäten ab. Wenn ein Einsatz sinnvoll ist, senden wir Aktivierungssignale an die Aggregatoren, die dann die Steuerung innerhalb ihres Pools übernehmen.

Technisch ist das in vielen Teilen vergleichbar mit den Prozessen im bestehenden Redispatch, nur dass jetzt eine neue Art von Flexibilität hinzukommt. Für die Umsetzung der Prozesse nutzen wir vor allem bestehende IT-Systeme, insbesondere die Netzbetreiberplattform DA/RE.

Welche Rolle spielen Daten dabei?

Daten sind zentral. Die Aggregatoren müssen ihre Anlagen kennen, deren Verhalten prognostizieren und kontinuierlich Daten verarbeiten. Gleichzeitig müssen die IT-Systeme aller Beteiligten – Netzbetreiber, Aggregatoren und teilweise auch Systeme im Haushalt – miteinander kommunizieren.

Wir betrachten dabei eine End-to-End-Kette: vom Netzbetreiber bis in den Haushalt. Neben der IT braucht es dafür auch physische Infrastruktur, etwa Netzanschlüsse oder entsprechende Mess- und Steuerungstechnik. Aber die eigentliche Komplexität liegt in den Daten und den Prozessen.

Wie ist Redispatch 3.0 marktlich organisiert?

Der bestehende Redispatch ist kostenbasiert und verpflichtend. Redispatch 3.0 hingegen soll ergänzend dazu marktbasiert und freiwillig sein. Das ist notwendig, weil wir Anreize für die Teilnahme schaffen müssen. Haushalte oder andere Akteure stellen ihre Flexibilität nur zur Verfügung, wenn es für sie attraktiv ist. Ein rein verpflichtender Ansatz wäre hier kaum umsetzbar. Wer sich für eine Teilnahme entscheidet, stellt uns verbindlich Flexibilität zur Verfügung, sodass unsere Systemführung explizit planbares Potenzial aktivieren kann.

Insgesamt ergibt sich daraus ein hybrides System: kostenbasierter Redispatch auf der Erzeugungsseite und marktbasiertes Flexibilitätspotenzial auf der Lastseite. In der Systemführung werden diese Potenziale gemeinsam betrachtet und nach Effizienzgesichtspunkten eingesetzt.

Welche regulatorischen Herausforderungen bestehen aktuell?

Der regulatorische Rahmen ist derzeit noch nicht ausreichend auf die Nutzung lastseitiger Flexibilität im Redispatch ausgelegt. Insbesondere fehlt eine verlässliche Kostenanerkennung.

Das bedeutet: Wir können solche Maßnahmen zwar pilothaft umsetzen und auch vergüten, aber die Kosten werden aktuell nicht entsprechend refinanziert. Hier besteht aus unserer Sicht Anpassungsbedarf. Wichtig ist dabei auch, aus früheren Erfahrungen zu lernen und die Weiterentwicklung des Rahmens schrittweise und flexibel zu gestalten: nicht mit starren Stichtagen, sondern in einem iterativen Prozess.

Wie arbeiten Sie mit anderen Akteuren zusammen?

Die Zusammenarbeit ist zentral. Wir arbeiten eng mit anderen Übertragungsnetzbetreibern zusammen, insbesondere mit TenneT und Amprion, aber auch mit ausländischen ÜNB in der Kooperation Equigy. Darüber hinaus beziehen wir Verteilnetzbetreiber, Aggregatoren und weitere Marktakteure ein. Gerade wenn es darum geht, perspektivisch Millionen von Anlagen zu integrieren, ist klar: Das kann nur funktionieren, wenn Lösungen standardisiert und branchenweit abgestimmt sind. Kooperation ist hier sowohl Herausforderung als auch Voraussetzung für den Erfolg.

Wo sehen Sie die größten Herausforderungen insgesamt?

Die größte Herausforderung ist die Komplexität. Wir bewegen uns von einer Struktur mit wenigen großen Anlagen hin zu einem System mit sehr vielen dezentralen Einheiten und neuen Marktrollen. Das erfordert vollständig automatisierte, robuste Prozesse. Gleichzeitig zeigt die Erfahrung, dass solche Systeme nicht von heute auf morgen vollständig umgesetzt werden können. Deshalb setzen wir bewusst auf eine schrittweise, agile Entwicklung.

Wie sieht dieser schrittweise Ansatz konkret aus?

Bei TransnetBW arbeiten wir mit einem sogenannten Minimum Viable Product-Ansatz. Das bedeutet: Wir entwickeln zunächst eine einfache, funktionsfähige Lösung und erproben sie in einem begrenzten Rahmen, aktuell in der Modellregion Baden-Württemberg und mit ausgewählten Partnern. Darauf aufbauend erweitern wir die Lösung schrittweise, und integrieren weitere Funktionen, Partner und Anlagen. Dieser Ansatz ermöglicht es, früh praktische Erfahrungen zu sammeln und gleichzeitig die Komplexität beherrschbar zu halten.

Wie weit ist die Umsetzung aktuell?

Im Rahmen des Projekts DataFleX haben wir bereits erste Aggregatoren eingebunden und setzen die praktische Anwendung um. Diese Aktivitäten werden auch über das Projekt hinaus weitergeführt. Die Geschwindigkeit der weiteren Entwicklung hängt jedoch stark vom regulatorischen Rahmen ab. Klar ist aber: Wir werden das Thema schrittweise vorantreiben und kontinuierlich ausbauen.

Welche Rolle wird Flexibilität künftig im Stromsystem spielen?

Flexibilität wird ein zentraler Baustein des zukünftigen Stromsystems sein. Die offene Frage ist weniger, ob Flexibilität genutzt wird, sondern wie genau – also mit welchen Instrumenten und in welchen Marktmechanismen. Redispatch 3.0 ist ein möglicher und sehr konkreter und wirksamer Ansatz, um Flexibilität gezielt für den Systembetrieb zu erschließen.

Was bedeutet das für Endkundinnen und -kunden? Müssen sie Eingriffe befürchten?

Die Teilnahme an solchen Modellen wird freiwillig sein. Endkundinnen und -kunden können selbst festlegen, in welchem Rahmen sie Flexibilität zur Verfügung stellen. Die Aggregatoren werden sicherstellen, dass der primäre Nutzungszweck – etwa Mobilität oder Wärmeversorgung – jederzeit gewährleistet bleibt. Nur darüber hinausgehende Flexibilität wird genutzt. In bisherigen Pilotprojekten hat sich gezeigt, dass dies ohne Komforteinbußen möglich ist und auf hohe Akzeptanz stößt.