Zentraler Netzregler – Zukunftschance für den Regelenergiemarkt?
/ 01. Dezember 2009 /
TRENDreport Energie & Emissionen, Dezember 2009
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Zeitliche Abhängigkeit der Regelleistung im Netz- regelverbund
Die Regelenergiemärkte in Deutschland sind durch geringe Transparenz, geringe Liquidität und oligopolistische Strukturen geprägt. Die Einführung einer einheitlichen Regelzone kann zu mehr Wettbewerb, einer höheren Transparenz und zu erheblichen gesamtwirtschaftlichen Vorteilen führen. BNetzA und Bundesregierung haben das Problem erkannt und streben eine schnelle und effiziente Lösung an.
Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) favorisieren unterschiedliche Konzepte bezüglich der Systemführerschaft über das Höchstspannungsstromnetz und damit zur Schaffung einer einheitlichen Regelzone in Deutschland. Die ÜNB transpower, Vattenfall und EnBW vertreten das Konzept eines deutschlandweiten Netzregelverbundes (NRV) und haben sich seit Mai 2009 zum NRV zusammengeschlossen. Dagegen favorisiert der derzeitige Regelblockführer Amprion das Konzept des zentralen Netzreglers (ZNR).
Von LBD durchgeführte Analysen der Regelleistungsqualitäten zeigen, dass Sekundärregelleistung (SRL) sowohl im Falle getrennter Regelzonen als auch seit Anwendung des NRV über lange Zeiträume hinweg abgerufen wird. Dies lässt auf generelle technische und organisatorische Probleme bei der Bereitstellung und dem Abruf von Minutenreserveleistung (MRL) schließen. Zusätzlich ist denkbar, dass das Anbieteroligopol des Sekundärregelleistungsmarktes die Leistungs- und Arbeitspreise so gestaltet, dass der zeitlich nachrangig stattfindende und zudem wettbewerblich organisierte Minutenreservemarkt für die ÜNB wirtschaftlich unattraktiv wird.
Im Vergleich der beiden Konzepte zeigen sich deutliche Unterschiede beim Einsatz von MRL in den getrennten Regelzonen und beim NRV. Vor der Gründung des NRV war es den Netzbetreibern möglich, MRL weitaus effizienter und häufiger einzusetzen, was zu einer schnellen und effizienten Freisetzung der SRL führte. Dadurch konnte die Systemsicherheit in Bezug auf den Ausgleich nachfolgender Ungleichgewichte schneller wieder hergestellt werden. Seit Einführung des NRV erfolgt der Einsatz von MRL bei kontinuierlichem Abruf von SRL über lange Zeiträume nur noch sporadisch (siehe Grafik). Dies könnte u.a. daran liegen, dass innerhalb des bestehenden UCTE-Regelwerks vorhandene Gestaltungsspielräume zur Aufteilung der gesamten Regelleistung auf SRL und MRL durch die ÜNB zugunsten eines höheren SRL-Anteils ausgenutzt werden.
Neben dem steten Ausgleichsbedarf, aufgrund der üblichen Schwankungen von Angebot und Nachfrage, ist der Ausbau von zum Teil schwer planbaren Stromeinspeisungen aus erneuerbaren Energien, v.a. Wind, ein großer Treiber für die Entwicklung des kurzfristigen Strommarktes und dessen Liquiditätsbedarf. Das gesamte Volumen der Märkte für den EEG-Ausgleich und den Intraday-Handel sowie für die eingesetzte MRL und die SRL lässt sich nur schwer abschätzen, da es hierbei sowohl räumliche als auch sachliche Überschneidungen gibt. Die Bereitstellung der benötigten Liquidität muss innerhalb eines funktionierenden Wettbewerbsmarktes erfolgen. Dies ist derzeit aufgrund der Unterteilung der kurzfristigen Strommärkte in SRL, MRL, EEG-Reserve, Intraday-Handel (sachlich) und vier Regelzonen (räumlich) sowie der daraus folgenden Splittung der vorhandenen Liquidität nicht möglich. Durch die geringe Liquidität in den vielen kleinen Teilmärkten fehlt es an der essentiellen Voraussetzung für funktionstüchtige, kurzfristige Strommärkte.
Die sachliche und räumliche Trennung der Teilmärkte ist nicht effizient, nicht transparent und nicht wettbewerbsfreundlich. Zudem ist der wirtschaftliche Nutzen der Vorhaltung von EEG-Reserve und MRL im Vergleich zum Aufwand der Ausschreibungsverfahren und der Leistungsvorhaltung sehr gering und der vergleichsweise kleine Markt für MRL verliert gegenüber dem wachsenden Intraday-Markt stetig an wirtschaftlicher Bedeutung. Die dringend benötigte Liquidität muss daher effizient und kostengünstig vor allem dadurch geschaffen werden, dass die Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und MRL fusionieren.
Nur innerhalb einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler kann der zeitliche Vorlauf im Intraday-Handel auf weniger als 15 Minuten reduziert werden. Nur bei dieser kurzen Vorlaufzeit können die derzeit getrennten Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und MRL, wie erforderlich, weiter zusammenwachsen. Allein der Liquiditätsbedarf aus dem kurzfristigen Ausgleich aufgrund von Prognoseabweichungen der Windstromeinspeisung in Deutschland kann bis zum Jahr 2020 zwischen 19 TWh und 30 TWh pro Jahr betragen, wenn man die Entwicklungsprognose der verschiedenen Interessengruppen zugrunde legt.
Die Schaffung einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler und einem deutschlandweiten Intraday-Markt ermöglicht eine Bereitstellung von kurzfristiger Liquidität, die flexibler, automatisierter, schneller und transparenter ist. Diese kann dann wettbewerbsfördernd, preisdämpfend und damit verbraucherfreundlicher als jedes bisherige System wirken.
Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) favorisieren unterschiedliche Konzepte bezüglich der Systemführerschaft über das Höchstspannungsstromnetz und damit zur Schaffung einer einheitlichen Regelzone in Deutschland. Die ÜNB transpower, Vattenfall und EnBW vertreten das Konzept eines deutschlandweiten Netzregelverbundes (NRV) und haben sich seit Mai 2009 zum NRV zusammengeschlossen. Dagegen favorisiert der derzeitige Regelblockführer Amprion das Konzept des zentralen Netzreglers (ZNR).
Von LBD durchgeführte Analysen der Regelleistungsqualitäten zeigen, dass Sekundärregelleistung (SRL) sowohl im Falle getrennter Regelzonen als auch seit Anwendung des NRV über lange Zeiträume hinweg abgerufen wird. Dies lässt auf generelle technische und organisatorische Probleme bei der Bereitstellung und dem Abruf von Minutenreserveleistung (MRL) schließen. Zusätzlich ist denkbar, dass das Anbieteroligopol des Sekundärregelleistungsmarktes die Leistungs- und Arbeitspreise so gestaltet, dass der zeitlich nachrangig stattfindende und zudem wettbewerblich organisierte Minutenreservemarkt für die ÜNB wirtschaftlich unattraktiv wird.
Im Vergleich der beiden Konzepte zeigen sich deutliche Unterschiede beim Einsatz von MRL in den getrennten Regelzonen und beim NRV. Vor der Gründung des NRV war es den Netzbetreibern möglich, MRL weitaus effizienter und häufiger einzusetzen, was zu einer schnellen und effizienten Freisetzung der SRL führte. Dadurch konnte die Systemsicherheit in Bezug auf den Ausgleich nachfolgender Ungleichgewichte schneller wieder hergestellt werden. Seit Einführung des NRV erfolgt der Einsatz von MRL bei kontinuierlichem Abruf von SRL über lange Zeiträume nur noch sporadisch (siehe Grafik). Dies könnte u.a. daran liegen, dass innerhalb des bestehenden UCTE-Regelwerks vorhandene Gestaltungsspielräume zur Aufteilung der gesamten Regelleistung auf SRL und MRL durch die ÜNB zugunsten eines höheren SRL-Anteils ausgenutzt werden.
Neben dem steten Ausgleichsbedarf, aufgrund der üblichen Schwankungen von Angebot und Nachfrage, ist der Ausbau von zum Teil schwer planbaren Stromeinspeisungen aus erneuerbaren Energien, v.a. Wind, ein großer Treiber für die Entwicklung des kurzfristigen Strommarktes und dessen Liquiditätsbedarf. Das gesamte Volumen der Märkte für den EEG-Ausgleich und den Intraday-Handel sowie für die eingesetzte MRL und die SRL lässt sich nur schwer abschätzen, da es hierbei sowohl räumliche als auch sachliche Überschneidungen gibt. Die Bereitstellung der benötigten Liquidität muss innerhalb eines funktionierenden Wettbewerbsmarktes erfolgen. Dies ist derzeit aufgrund der Unterteilung der kurzfristigen Strommärkte in SRL, MRL, EEG-Reserve, Intraday-Handel (sachlich) und vier Regelzonen (räumlich) sowie der daraus folgenden Splittung der vorhandenen Liquidität nicht möglich. Durch die geringe Liquidität in den vielen kleinen Teilmärkten fehlt es an der essentiellen Voraussetzung für funktionstüchtige, kurzfristige Strommärkte.
Die sachliche und räumliche Trennung der Teilmärkte ist nicht effizient, nicht transparent und nicht wettbewerbsfreundlich. Zudem ist der wirtschaftliche Nutzen der Vorhaltung von EEG-Reserve und MRL im Vergleich zum Aufwand der Ausschreibungsverfahren und der Leistungsvorhaltung sehr gering und der vergleichsweise kleine Markt für MRL verliert gegenüber dem wachsenden Intraday-Markt stetig an wirtschaftlicher Bedeutung. Die dringend benötigte Liquidität muss daher effizient und kostengünstig vor allem dadurch geschaffen werden, dass die Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und MRL fusionieren.
Nur innerhalb einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler kann der zeitliche Vorlauf im Intraday-Handel auf weniger als 15 Minuten reduziert werden. Nur bei dieser kurzen Vorlaufzeit können die derzeit getrennten Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und MRL, wie erforderlich, weiter zusammenwachsen. Allein der Liquiditätsbedarf aus dem kurzfristigen Ausgleich aufgrund von Prognoseabweichungen der Windstromeinspeisung in Deutschland kann bis zum Jahr 2020 zwischen 19 TWh und 30 TWh pro Jahr betragen, wenn man die Entwicklungsprognose der verschiedenen Interessengruppen zugrunde legt.
Die Schaffung einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler und einem deutschlandweiten Intraday-Markt ermöglicht eine Bereitstellung von kurzfristiger Liquidität, die flexibler, automatisierter, schneller und transparenter ist. Diese kann dann wettbewerbsfördernd, preisdämpfend und damit verbraucherfreundlicher als jedes bisherige System wirken.
