Beiträge

#RGCfragtnach: Christoph Gardlo, COO von ESFORIN, zur Bereitstellung von Flexibilität durch Industrieunternehmen im aktuellen Strom-Marktumfeld

/in ,

In unserer Rubrik #RGCfragtnach bieten wir Ihnen Interviews z.B. über spannende Mandantenprojekte, innovative Geschäftsmodelle oder mit fachkundigen Branchenexperten zu Fragen des Energie-, Umwelt- oder Klimarechts. Diesmal sprechen wir mit Christoph Gardlo, COO und Mitgründer von ESFORIN, über Flexibilisierungsmöglichkeiten für Industrieunternehmen im Strombereich.

RGC: Guten Tag, mein Name ist Franziska Lietz von RGC. In diesem RGCfragtnach sprechen wir mit Christoph Gardlo von ESFORIN. Er ist COO und Mitgründer. Wir sprechen heute über Flexibilisierungsmöglichkeiten für Industrieunternehmen im Bereich Strom.


Herr Gardlo, vielen Dank, dass Sie sich heute die Zeit genommen haben, um sich mit uns über das immer spannender werdende Thema „Flexibilität in der Industrie“ zu unterhalten.


Weil der Begriff „Flexibilität“ aktuell sehr vielfältig gebraucht wird, möchte ich als erstes gern von Ihnen wissen, was verstehen Sie unter „Flexibilität“?

Gardlo: Ja, guten Tag, Frau Dr. Lietz. Ich freue mich sehr, Teil dieses Formats sein zu dürfen.

Flexibilität ist für mich, für uns bei ESFORIN, die bewusste Handlung, Stromverbrauch oder auch Stromerzeugung anzupassen und zwar z.B. gesteuert durch Marktpreise. Das kann wie gesagt auf der Verbrauchsseite als „Demand Response“ passieren, so wie man das klassisch kennt, das kann aber genauso gut auf der Erzeugungsseite sein mit konventioneller Erzeugung oder auch erneuerbarer Erzeugung.


RGC: Ihr Unternehmen bietet Industrieunternehmen ja an, bei der Erreichung solcher „Flexibilität“ zu unterstützen. Wie funktioniert das genau?

Gardlo: Unsere Kunden sind Profis, das heißt sie kennen ihre Anlagen und die systemimmanente Flexibilität in ihren Anlagen wie ihre Westentasche und wissen daher sehr genau, welche Freiheitsgerade oder auch Einschränkungen bestehen. Wir wiederum kennen die Marktseite und können den Kunden aufzeigen, welches kommerzielle Potential in ihren Anlagen liegt.

Unter dem Strich sagt der Kunde uns, welche Freiheitsgrade er in seiner Anlage hat, welche Randbedingungen technisch berücksichtigt werden müssen und zu welchem Preis er bereit ist, die Flexibilität zur Verfügung zu stellen. Und wir bauen – coden – dann die individuellen Algorithmen, die diese Randbedingungen berücksichtigen und das Asset des Kunden an den Markt stellen.

Genau in diesem Zusammenspiel aus Technik und Markt liegt die große Chance bestehende Infrastruktur zu flexibilisieren und im Rahmen der Energiewende die weitere Integration Erneuerbarer in das Netz zu ermöglichen.


RGC: Ok, soweit habe ich das dann schon mal verstanden. Wenn ich also als Industrieunternehmen überlege, meine Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen zur Verfügung zu stellen, was kann ich denn dann genau zur Verfügung stellen: Ist das Abschaltleistung oder Anfahrleistung oder beides in Kombination?

Gardlo: Technisch gehen alle drei Varianten. Das kann Anschalt- oder Abschaltleistung oder auch eine Kombination sein. Das hängt immer von den jeweiligen Rahmenbedingungen, aber auch vom Asset selbst ab. Kommerziell ist es derzeit am lukrativsten, dem Markt Strom zur Verfügung zu stellen. Das heißt, je nachdem was es für eine Anlage ist, die Anlage hochzufahren und Strom zu erzeugen und entsprechend zu verkaufen oder auch Verbrauchsprozesse für einen bestimmten Zeitraum rauszunehmen. Das wird nach unserer Einschätzung auch in Zukunft die spannendere Seite sein, Stichwort „Dunkelflaute im Netz“. Da ist es einfach extrem wichtig und extrem lukrativ, dem Markt planbare Erzeugung zur Verfügung stellen zu können.

RGC: Und wer sind Ihre Kunden? Gibt es Arten von Unternehmen oder Branchen, die für das Angebot von Flexibilitäten besonders geeignet sind?

Gardlo: Mittlerweile sind unsere Kunden sehr bunt gemischt. Die Verbraucher lassen sich grundsätzlich in zwei Kategorien unterteilen: Die Support-Prozesse oder auch Sekundärprozesse, wie Mühlen- und Mahlwerke, Kompressoren oder ähnliches. Alles was in einen Speicher, eine Mühle, ein Silo oder einen anderen Puffer-Prozess verläuft, kann man sehr gut vermarkten. Primärprozesse sind da schon etwas seltener. Da wäre z.B. eine Papiermaschine zu nennen, die in der Papierindustrie als Haupt-Verbrauchsprozess läuft. Ansonsten haben wir sehr viele industrielle KWK-Anlagen in der Vermarktung, wo Industrieunternehmen on-site einen Dampf-, eigentlich einen Wärmebedarf haben und mit einer (meistens Gas-) KWK-Anlagen erzeugen. Ich sage daher ein bisschen flapsig, wir vermarkten alles an Flexibilität außer einem Kernkraftwerk. Vom Braunkohlekraftwerk bis zum Windpark ist heute alles dabei.

Diese sehr unterschiedlichen Anlagentypen erfordern eine individuelle Vermarktung, eben weil sie sowohl preislich, als auch in ihrer Toleranz Abrufe zu erhalten sehr unterschiedlich sind. Man kann im intraday mit seiner Anlage sehr sehr viel Geld verdienen, wenn die Anlage tatsächlich auch bewegt werden darf, d.h. wenn wir den Arbeitspunkt verändern dürfen.


RGC: Ok, dann dürfte Ihr Angebot sicher für eine Vielzahl deutscher Industrieunternehmen interessant sein. Gerade in der aktuellen Energiepreiskrise habe ich jedoch gemerkt, dass Unternehmen verunsichert sind und sich sehr genau überlegen, in welche Richtung sie ihr Versorgungskonzept entwickeln, um mögliche Risiken auszuschließen.


Sicher spielen hier auch die Ideen aus dem Koalitionsvertrag, wie bspw. die geplante Abschaffung der EEG-Umlage spätestens ab 2023 eine wichtige Rolle, die dem Flexibilitätsmarkt zusätzlichen Aufschwung verschaffen könnten, weil Stromletztverbrauch dann möglicherweise nicht mehr so „teuer“ ist.


Wie schätzen Sie die künftigen Entwicklungen ein? Wird das Angebot von Flexibilitäten zukünftig (noch) attraktiver werden?

Gardlo: Ich denke, dass dieses Jahr und auch die Ideen der Ampel gezeigt haben, dass man im wahrsten Sinne des Wortes flexibel bleiben muss, sich also bei der Gestaltung des Assetparks flexibel aufstellen muss. Wir sehen eine generelle Tendenz in unserem Kundenkreis zur Zusammenschaltung mehrerer kleinerer Anlagen, anstatt in einzelne große Assets zu investieren. Dazu kommt sicherlich, dass man vermehrt Augenmerk darauflegen sollte, dass Versorgungskonzepte nicht nur in genau einem regulatorischen Umfeld funktionieren.

Mit Blick auf die Abschaffung der EEG-Umlage bin ich sehr gespannt auf die konkrete Umsetzung. Wenn die Umlage tatsächlich einfach wegfällt, müsste der intraday für viel mehr Anlagen als bisher eine attraktive Vermarktungsmöglichkeit werden, weil die „Pönale“ der EEG-Umlage beim Runterregeln der Anlage und Ersatzbezug aus dem Netz wegfallen würde. Wir erwarten dann ein Plus an Flexibilität, weil der Markt dann für viele Anlagen interessant wird. Denn wenn die EEG-Umlage wegfällt, sinken die Grenzkosten für den Einkauf und man kann mit diesen Anlagen besser und leichter am Markt teilnehmen, als bisher.

Also wenn die EEG-Umlage wegfällt, würde ein bestehendes Hemmnis bei der Realisierung von Flexibilitätspotentialen aus bereits bestehenden Assets wegfallen. Für uns ist das ein wesentlicher Baustein bei der Unterstützung der Energiewende.  Die Vermarktung von Flexibilität spart im Gesamtsystem signifikant CO2 ein, da durch Flexibilität mehr Erneuerbare in das Netz integriert werden können.

So kann auch die energieintensive Industrie einen wesentlichen Beitrag zur CO2-Einsparung leisten – und das sofort ohne große Investitionen oder Prozessumstellung in Richtung Wasserstoff. Die energieintensive Industrie wird quasi „vom Problem zum Teil der Lösung“.

RGC: Sie haben es ja gerade auch schon angesprochen: Wir erleben jetzt gerade bei den Energiepreisen sehr spannende Entwicklungen. Alles was mit Erdgas an Strom erzeugt wird, z.B. in BHKWs, das wird ja enorm teuer. Und das ist eben nicht nur der CO2-Preis, sondern auch die aktuelle Marktentwicklung. Zudem wird ja auch Strom teurer. Vielleicht könnten Sie da ja noch mal kurz für uns einschätzen, wie sich das künftig auf Flexibilitätsbereitstellung im Strombereich auswirken wird.

Gardlo: Ja, die ominöse Preis-Glaskugel…Ja, also wenn man das ganz einfach abkocht: die Preise, die wir momentan sehen, sowohl im Gas- als auch im Strombereich, die waren vor einem halben Jahr unvorstellbar. Was wir sehen ist, dass die Volatilität weiter zugenommen hat und dass die Kunden, die heute schon Flexibilität vermarkten, in den letzten Monaten jeden Monat aufs Neue so viel verdient haben, wie nie zuvor. Des einen Fluch ist also des Anderen Segen. Wenn ich also flexible Anlagen habe, kann ich diese extremen Preisszenarien heute auch für mich nutzen. Und damit nicht nur Gutes tun, sondern unterm Strich auch Geld verdienen. Das Schöne an der Flexibilitätsvermarktung ist ja – auch mit Blick auf die CO2-Reduzierung -, dass sie jeden in die Lage versetzt, heute etwas zu tun. Und das, ohne Riesen-Investitionen und ohne z.B. Produktionsprozesse auf Wasserstoff umstellen zu müssen. Ich kann also heute zum einen Geld verdienen und zum anderen meinen Beitrag zur CO2-Ersparnis leisten.

RGC: Ja, spannend. Als letzte Frage eine Frage nach Wechselwirkungen, die einerseits ein bisschen „Glaskugel“, andererseits sehr, sehr komplex ist. Mir geht es um den Redispatch 2.0. Damit haben wir uns ja schon das ganze Jahr 2021 für unsere Industriemandanten befasst, also, was kann denn da eigentlich passieren? Was macht denn der Netzbetreiber da eigentlich? Und das Ganze wurde dann nochmal verschoben, im Mai 2022 soll es dann nun wirklich losgehen. Und da würde mich interessieren: Wie ist denn das Wechselspiel zwischen freiwillig bereitgestellter Flexibilität – ich sehe das erstmal im Kontext „marktbezogene Maßnahmen“ – und dem „aufgezwungenen“ Redispatch?

Gardlo: Sie haben es eigentlich schon schön formuliert: „der aufgezwungene Redispatch“. Wir als ESFORIN sind grundsätzlich Freunde von Markt, das sieht man ja in der Flexibilitätsvermarktung. Ich glaube, dass eine Zwangsmaßnahme nicht nur immer schlechter akzeptiert wird, als eine freiwillige Maßnahme, sondern auch kommerziell immer der schlechtere Weg ist. Von daher bin ich völlig bei Ihnen – ich bin kein Jurist, aber man kann den § 13 im EnWG sicherlich so interpretieren, dass alles, was irgendwie freiwillig als Flexibilitätsmaßnahme passiert, vor dem Redispatch passieren und eigentlich auch aus dem Redispatch-Vermögen rausgerechnet werden müsste. Aber ich glaube, dass es in Summe den Anlagenbetreibern helfen würde, wenn da noch mal ein bisschen Klarheit reinkommt. Also wenn man dann sagt, egal was ich dem Markt an Flexibilität bereitstelle, das ist dann durch marktbasierte Wege schon blockiert und steht damit, zumindest initial, dem Redispatch nicht mehr zur Verfügung. Man könnte ja sogar argumentieren, dass – je nachdem, wie der Markt die Anlage positioniert -, dem Markt dann mehr Redispatchvermögen zur Verfügung steht, weil es ja unter Umständen einen negativen Marktabruf gibt, aber der Netzbetreiber bei der Korrektur eines lokalen Netzengpasses tatsächlich einen positiven Aufruf schickt. Dann würde ja eine marktbasierte Maßnahme vorher, die ja immer regelzonenscharf passiert und nicht so sehr an die Netztopologie angelehnt ist, sogar mehr Redispatchvermögen ermöglichen.

Aber – Sie haben das schon selber gesagt – durch die Verschiebung der Einführung des Redispatch 2.0 sind da momentan alle erstmal froh, wenn eine Meldepflicht erfüllt ist. Ich glaube, an der inhaltlich konkreten und vor allem sinnvollen Ausgestaltung ist noch ein bisschen was zu tun.

RGC: Ja, das denke ich auch, da wird sich sicherlich noch einiges entwickeln. Gerade wenn funktionierende Flexibilitätsmärkte und Vermarkter zunehmend agieren, wird das natürlich auch einfach einen Einfluss auf die Rolle des Redispatch haben, ich kann mir also vorstellen, dass sich da nochmal deutlich was verschiebt, aber das ist natürlich auch ein bisschen „Glaskugel“.


Dann wären wir auch schon am Ende. Ich bedanke mich ganz herzlich für das Interview, Herr Gardlo. Wir werden das natürlich auch weiterhin verfolgen und vielleicht gibt es dann ja auch nächstes Jahr ein Anschluss-Interview, wenn wir dann wissen, wie das alles so gelaufen ist mit dem Redispatch und der EEG-Umlage. Ganz, ganz herzlichen Dank nochmal!

Gardlo: Sehr gern. Ich sage auch vielen Dank. Es hat mich sehr gefreut, sowohl die ESFORIN, als auch unsere Marktmeinung hier kurz vorstellen zu dürfen. Sehr vielen Dank!

Redispatch 2.0: Zwei weitere Festlegungen zur Informationsbereitstellung durch Anlagenbetreiber und Netzbetreiber

/in

Anlagenbetreiber aufgepasst: Die Bundesnetzagentur konkretisiert mit zwei neuen Festlegungen weitere Vorgaben für das am 1. Oktober 2021 in Kraft tretende Redispatch 2.0. Eine der Festlegungen enthält insbesondere für Anlagenbetreiber Vorgaben dazu, welche Daten von ihnen an die Netzbetreiber zu übermitteln sind. Die andere Festlegung regelt den Informationsaustausch der Netzbetreiber untereinander.

Es wird ernst! Am 1. Oktober 2021 startet das neue Redispatch-Regime und den Marktbeteiligten bleibt nicht mehr viel Zeit, die notwendigen Vorbereitungen zu treffen, damit das neue Regime fristgerecht starten kann.

Die für Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speicheranlagen besonders relevante Festlegung BK6-20-061 vom 23. März 2021 regelt, für welche Anlagen welche Daten von den Anlagenbetreibern an ihre Anschlussnetzbetreiber zu übermitteln sind, um ein erfolgreiches und effizientes Redispatch zu ermöglichen. Betroffen von den Vorgaben sind die Betreiber von beinahe 100.000 Anlagen mit einer Leistung größer 100 kW. Anlagen mit einer Nennleistung von weniger als 100 kW können von den Netzbetreibern unabhängig von den Kosten nachrangig für Redispatch eingesetzt werden.

Die Festlegung regelt die Verpflichtungen zur Datenübermittlung zwischen Anlagenbetreibern zum Anschlussnetzbetreiber. Die Festlegung regelt nicht die Art und Weise der Datenübermittlung, hierfür sind die Vorgaben der Festlegung BK6-20-059 zu beachten (RGC berichtete).  

Die Anlagenbetreiber müssen Stammdaten, Informationen zu Nichtbeanspruchbarkeiten und Echtzeitdaten zur aktuellen Einspeiseleistung ihrer Anlagen übermitteln. Für Anlagen, für die sogenannte Einspeisefahrpläne zur Vorhersage der geplanten Einspeisung erstellt werden, gibt es zusätzliche Datenlieferpflichten. Durch die Festlegung werden bereits derzeit bestehende Datenlieferpflichten für Anlagen größer 10 MW ergänzt und erweitert.

Die Stammdaten sind erstmals auf Verlangen des Anschlussnetzbetreibers frühestens zum 1. Juli 2021 zu übermitteln. Die Planungsdaten sind für Zeiträume ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln. Echtzeitdaten sind spätestens ab dem 1. Oktober 2021 zu übermitteln.

In der Begründung der Festlegung verstecken sich einige Besonderheiten zu der grundsätzlichen Datenübermittlungspflicht:

  • Die Netzbetreiber müssen zwischen wärmegeführten und nicht wärmegeführten Leistungsscheiben hocheffizienter KWK-Anlagen unterscheiden, damit sie die gesetzlichen Vorgaben zum negativen Redispatch mit KWK-Strom einhalten können. Denn wärmegeführte KWK-Anlagen sind im Rahmen der Auswahlentscheidung nachrangig gegenüber nicht wärmegeführten Anlagen zu berücksichtigen.
  • Für Notstromaggregate, die allein der Notstromversorgung dienen, müssen lediglich die Stammdaten übermittelt werden. Eine Ausnahme gilt jedoch, wenn diese Anlagen auch für marktliche Zwecke genutzt werden (z.B. für die Erbringung von Regelleistung, als Absicherung gegen Preisspitzen oder zur Verringerung von Leistungsspitzen). In dem Falle entfällt die Besserstellung der Notstromaggregate, so dass alle Vorgaben der Festlegung erfüllt werden müssen und das Notstromaggregat kann grundsätzlich ebenso zum Redispatch herangezogen werden.
  • Eigenerzeuger von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung müssen ihre geplanten Selbstversorgungsmengen melden, da diese nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität grundsätzlich nicht Gegenstand von negativem Redispatch sein soll.
  • Für die Verpflichtung zur Übermittlung der Wirkleistung in Echtzeit muss die aktuelle Summe der Erzeugungs- oder Verbrauchswirkleistung von Erzeugungsanlagen oder Speichern direkt am Einspeisepunkt der steuerbaren Ressource gemessen übermittelt werden. Hierfür kann im Ausnahmefall eine Nachrüstung von Messtechnik und Datenschnittstellen bei den betroffenen Anlagen erforderlich sein.

In der Festlegung BK6-20-060, welche am 24. März 2021 im Amtsblatt der BNetzA veröffentlicht wurde, sind die Verpflichtungen der Netzbetreiber zur Informationsbereitstellung für andere Netzbetreiber sowie prozessuale Fragen der Informationsbereitstellung geregelt. Ziel dieses koordinierten Engpassmanagements zwischen den Netzbetreibern ist es, den Einsatz von Redispatch-Maßnahmen so zu gestalten, dass für jede Netzebene Engpässe behoben werden, ohne neue Engpässe hervorzurufen oder bestehende Engpässe zu verschärfen. Aus dieser Festlegung entsteht für Anlagenbetreiber kein unmittelbarer Handlungsbedarf.  

Die Anschluss- und Verteilernetzbetreiber haben untereinander bestimmte Mitteilungspflichten bezogen auf die relevanten Stamm-, Bewegungs- und Plandaten der Anlagen. Für diese Mitteilungen ist ein fortlaufender Meldeprozess zwischen den Netzbetreibern festgeschrieben, in dessen Rahmen die wesentlichen Daten ausgetauscht und wiederkehrend aktualisiert werden. Bei Einhaltung bestimmter Kriterien besteht die Möglichkeit Anlagen zusammenzufassen (sog. Clustering).