"Incentive design for demand-side flexibility in transmission system operation: A bi-level market equilibrium approach" - Neue Veröffentli­chung in Energy Strategy Reviews

Wie kann Flexibilität zur Entlastung des Stromnetzes beitragen, ohne den Strommarkt zu stark zu verzerren? Dieser Frage gehen Jannis Eichenberg, Hannes Hobbie (ee2) und Tizian Schug (TU Hamburg) gemeinsam in ihrer neuen Veröffentlichtung "Incentive design for demand-side flexibility in transmission system operation: A bi-level market equilibrium approach" erschienen in Energy Strategy Reviews nach.

Im heutigen Strommarkt erfolgt die Markträumung grundsätzlich unabhängig von Transportkapazitäten und Netzengpässen. Die daraus resultierenden Strompreise berücksichtigen daher keine lokalen Netzrestriktionen und bilden folglich nur einen Teil der tatsächlichen Systemkosten ab.

Mit dem zunehmenden Ausbau erneuerbarer Energien und der Elektrifizierung von Wärme, Mobilität und Industrie steigt die Bedeutung flexibler Stromnachfrage. Verbraucher wie Wärmepumpen können ihren Stromverbrauch zeitlich verschieben und dadurch auf Netzengpässe reagieren. Werden hierfür gezielte Preisanreize eingesetzt, beeinflussen diese jedoch nicht nur den Netzbetrieb, sondern auch das Marktgeschehen.

In unserer Arbeit untersuchen wir verschiedene Konzepte für sogenannte Flexibilitätsprämien, die flexible Verbraucher zu netzdienlichem Verhalten anreizen sollen. Mithilfe eines bi-level Optimierungsmodells werden die Entscheidungen des Übertragungsnetzbetreibers, eines Aggregators und des Strommarktes gemeinsam betrachtet. Am Beispiel von Wärmepumpen analysieren wir, wie sich unterschiedlich detaillierte zeitliche und regionale Anreize auf Marktergebnisse und Systemkosten auswirken.

Die Ergebnisse zeigen, dass die gezielte Aktivierung von Flexibilität zwar zur Reduktion von Netzengpässen beitragen kann, gleichzeitig aber in das Marktgleichgewicht eingreift. Durch die veränderte Nachfrage verschieben sich Strompreise und Marktpositionen verschiedener Akteure. Insbesondere zeit- und ortsabhängige Prämien können zu höheren Strommarktkosten führen und die Verteilung von Produzenten- und Konsumentenrenten verändern.

Damit entsteht ein zentraler Zielkonflikt: Je gezielter Flexibilität für den Netzbetrieb eingesetzt wird, desto stärker kann der bestehende Strommarkt beeinflusst werden. Unsere Ergebnisse zeigen jedoch, dass diese Marktverzerrungen nicht zwangsläufig zu Wohlfahrtsverlusten führen. Werden die Anreize effizient ausgestaltet, können die Einsparungen bei den Kosten der Netzbewirtschaftung die zusätzlichen Kosten im Strommarkt überwiegen. Entscheidend ist dabei auch eine ausreichend präzise zeitliche Ausgestaltung der Prämien, da vereinfachte Anreize zu ineffizienten Lastverschiebungen führen können.

Die Arbeit verdeutlicht damit, dass die Nutzung von Flexibilität für das Engpassmanagement nicht nur eine technische, sondern vor allem auch eine marktökonomische Herausforderung ist. Entscheidend ist, wie stark und auf welche Weise der Strommarkt durch netzbezogene Anreize beeinflusst werden sollte. Regionale Prämien können dabei einen Kompromiss zwischen einer gezielten Steuerung der Flexibilität und dem erforderlichen Umsetzungsaufwand darstellen.