Entwicklung an den Regelenergiemärkten
/ 12. Dezember 2011 /
TRENDreport Energie & Emissionen, November/Dezember 2011
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Entwicklung der PRL, SRL und MRL Regelleistungs- vorhaltung
In der Energiewende hin zu einem vollständig regenerativen Energiesystem hat die Beibehaltung der bestehenden Versorgungssicherheit oberste Priorität. Eine wichtige Aufgabe erfüllt dabei der Regelenergiemarkt, dessen Preise, Wettbewerbsbedingungen und Leistungsreservebedarf im folgenden erläutert werden.
Wesentliche Voraussetzung einer sicheren Versorgung ist ein stabiler und zuverlässiger Betrieb des Strom-netzes und ein ständiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -abnahme. Dieses Gleichgewicht wird vor allem vom stochastischen Verhalten der Last sowie der dargebotsabhängigen regenerativen Strom-einspeisung, von Ausfällen konventioneller Kraftwerke und sonstiger wichtiger Betriebsmittel sowie von Fahrplansprüngen infolge des Stromgroßhandels beeinflusst. Im Rahmen ihrer Verantwortung zur Verhinderung von Systemstörungen und zur Wiederherstellung des Bilanzgleichgewichtes halten die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) u.a. Regelleistung in verschiedenen Qualitäten vor, die sich hinsichtlich des Abrufprinzips und ihrer zeitlichen Aktivierung unterscheiden. (vgl. Tabelle 1)
Künftig ist eine zunehmende Wettbewerbsintensität am Regelenergiemarkt zu erwarten. Neue Rahmenbedingungen bewirken eine Vereinfachung der Angebotsstellung für neue, kleine Anbieter und ermöglichen, bisher nicht genutzte Flexibilitätspotenziale und Technologien, z.B. steuerbare Lasten, Stromspeicher und EE-Anlagen, für den Regelenergiemarkt zu erschließen. Seit Beginn des Jahres 2011 hat sich die Anbieterzahl in den Segmenten PRL mit ca. 20 Anbietern und SRL mit ca. 40 Anbietern jeweils mehr als verdoppelt. Kern-elemente der neuen Rahmenbedingungen sind die Absenkung der Mindestangebotsgröße und neue Möglichkeiten zur Poolung und Anlagenbesicherung sowie die Verkürzung des Ausschreibungs-zeitraums (PRL und SRL). Anhand der dargestellten Leistungspreisentwicklung für PRL und SRL für den Zeitraum 2008 bis heute zeigt sich, dass nach der Umstellung auf eine wöchentliche Vergabe die Preise angestiegen sind. Die Preisentwicklung für die Vorhaltung von Regelleistung und den Abruf von Regelenergie ist durch viele Faktoren (v.a. Grenz- und Opportunitätskosten, Wettbewerbs- und Ausschreibungs-bedingungen, Risiken) getrieben und von der Erwartung der Marktteilnehmer abhängig, einen höheren Deckungsbeitrag am Regelenergiemarkt als bei einer alternativen Vermarktung zu erzielen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, steigende Rohstoff- und CO2-Preise und der Amortisationsbedarf des Zubaus neuer, flexibler Kraftwerke wirken tendenziell erhöhend auf die Preise am Regelenergiemarkt. Ein stärkerer Wettbewerb am Regelenergiemarkt hat demgegenüber eher eine preisdämpfende Wirkung. (vgl. Abb.1)
Die gesamte Regelleistungsvorhaltung beträgt derzeit rund ±5 GW, und es ist erkennbar, dass die Einführung des Netzregelverbundes im Jahr 2009 eine effizientere Nutzung der Kapazitätsreserven zur Folge hat. (vgl. Abb.2)
Der Regelleistungsbedarf und -einsatz ist zunehmend durch den starken Ausbau der erneuerbaren Energien getrieben. So sind bei Windenergie und Photovoltaik die Abweichungen zwischen der, für den Day-ahead-Spotmarkt relevanten, Vortagesprognose und der tatsächlichen Stromeinspeisung beträchtlich. Sie beliefen sich im Verlauf des Jahres 2010 auf 7 bis 8 TWh. Der Ausgleichsbedarf ist über Handelsgeschäfte und Maßnahmen am Intraday-Markt (auf Basis aktualisierter Prognosen) zu decken und durch Regelenergieeinsatz zu kompensieren. Folglich betrug das Handelsvolumen am Intraday-Markt in 2010 bereits ca. 10 TWh und die ÜNB sind immer häufiger gezwungen, zur Wahrung der Netzstabilität netz- und marktbezogene Maßnahmen gem. § 13 Abs. 1 EnWG anzuwenden. Künftig ist daher eine hohe Liquidität und Wettbewerbsintensität auf dem Intraday-Markt erforderlich.
Eine Indikation zum Leistungsreservebedarf aufgrund der dargebotsabhängigen regenerativen Stromein-speisung liefert die Analyse der größten Leistungsänderungen der zeitgleichen Stromeinspeisung aus Windenergie- und PV-Anlagen in 2010 innerhalb bestimmter Zeiträume. Bei installierten 45 GW Wind- und PV-Anlagen in 2010 betrugen die größten Änderungen ±1,8 GW pro ¼-Stunde, ±2,8 GW pro Stunde und bereits ±6 GW innerhalb von zwei Stunden. Bei Annahme einer Erhöhung der installierten Wind- und PV-Leistung und -Einspeiseänderung, wie es im Rahmen des Szenariorahmens zum ÜNB-Netzentwicklungsplan (Szenario C) derzeit diskutiert wird, wäre im Jahr 2020 bereits eine Leistungsreserve von bis zu ±6,4 GW vorzuhalten. Bei Annahme einer weiteren Verdopplung der Zahlen von 2020 bis 2050 wären sogar bis zu ±13 GW Reserveleistung nötig. (vgl. Abb. 3)
Wesentliche Voraussetzung einer sicheren Versorgung ist ein stabiler und zuverlässiger Betrieb des Strom-netzes und ein ständiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -abnahme. Dieses Gleichgewicht wird vor allem vom stochastischen Verhalten der Last sowie der dargebotsabhängigen regenerativen Strom-einspeisung, von Ausfällen konventioneller Kraftwerke und sonstiger wichtiger Betriebsmittel sowie von Fahrplansprüngen infolge des Stromgroßhandels beeinflusst. Im Rahmen ihrer Verantwortung zur Verhinderung von Systemstörungen und zur Wiederherstellung des Bilanzgleichgewichtes halten die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) u.a. Regelleistung in verschiedenen Qualitäten vor, die sich hinsichtlich des Abrufprinzips und ihrer zeitlichen Aktivierung unterscheiden. (vgl. Tabelle 1)
Künftig ist eine zunehmende Wettbewerbsintensität am Regelenergiemarkt zu erwarten. Neue Rahmenbedingungen bewirken eine Vereinfachung der Angebotsstellung für neue, kleine Anbieter und ermöglichen, bisher nicht genutzte Flexibilitätspotenziale und Technologien, z.B. steuerbare Lasten, Stromspeicher und EE-Anlagen, für den Regelenergiemarkt zu erschließen. Seit Beginn des Jahres 2011 hat sich die Anbieterzahl in den Segmenten PRL mit ca. 20 Anbietern und SRL mit ca. 40 Anbietern jeweils mehr als verdoppelt. Kern-elemente der neuen Rahmenbedingungen sind die Absenkung der Mindestangebotsgröße und neue Möglichkeiten zur Poolung und Anlagenbesicherung sowie die Verkürzung des Ausschreibungs-zeitraums (PRL und SRL). Anhand der dargestellten Leistungspreisentwicklung für PRL und SRL für den Zeitraum 2008 bis heute zeigt sich, dass nach der Umstellung auf eine wöchentliche Vergabe die Preise angestiegen sind. Die Preisentwicklung für die Vorhaltung von Regelleistung und den Abruf von Regelenergie ist durch viele Faktoren (v.a. Grenz- und Opportunitätskosten, Wettbewerbs- und Ausschreibungs-bedingungen, Risiken) getrieben und von der Erwartung der Marktteilnehmer abhängig, einen höheren Deckungsbeitrag am Regelenergiemarkt als bei einer alternativen Vermarktung zu erzielen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, steigende Rohstoff- und CO2-Preise und der Amortisationsbedarf des Zubaus neuer, flexibler Kraftwerke wirken tendenziell erhöhend auf die Preise am Regelenergiemarkt. Ein stärkerer Wettbewerb am Regelenergiemarkt hat demgegenüber eher eine preisdämpfende Wirkung. (vgl. Abb.1)
Die gesamte Regelleistungsvorhaltung beträgt derzeit rund ±5 GW, und es ist erkennbar, dass die Einführung des Netzregelverbundes im Jahr 2009 eine effizientere Nutzung der Kapazitätsreserven zur Folge hat. (vgl. Abb.2)
Der Regelleistungsbedarf und -einsatz ist zunehmend durch den starken Ausbau der erneuerbaren Energien getrieben. So sind bei Windenergie und Photovoltaik die Abweichungen zwischen der, für den Day-ahead-Spotmarkt relevanten, Vortagesprognose und der tatsächlichen Stromeinspeisung beträchtlich. Sie beliefen sich im Verlauf des Jahres 2010 auf 7 bis 8 TWh. Der Ausgleichsbedarf ist über Handelsgeschäfte und Maßnahmen am Intraday-Markt (auf Basis aktualisierter Prognosen) zu decken und durch Regelenergieeinsatz zu kompensieren. Folglich betrug das Handelsvolumen am Intraday-Markt in 2010 bereits ca. 10 TWh und die ÜNB sind immer häufiger gezwungen, zur Wahrung der Netzstabilität netz- und marktbezogene Maßnahmen gem. § 13 Abs. 1 EnWG anzuwenden. Künftig ist daher eine hohe Liquidität und Wettbewerbsintensität auf dem Intraday-Markt erforderlich.
Eine Indikation zum Leistungsreservebedarf aufgrund der dargebotsabhängigen regenerativen Stromein-speisung liefert die Analyse der größten Leistungsänderungen der zeitgleichen Stromeinspeisung aus Windenergie- und PV-Anlagen in 2010 innerhalb bestimmter Zeiträume. Bei installierten 45 GW Wind- und PV-Anlagen in 2010 betrugen die größten Änderungen ±1,8 GW pro ¼-Stunde, ±2,8 GW pro Stunde und bereits ±6 GW innerhalb von zwei Stunden. Bei Annahme einer Erhöhung der installierten Wind- und PV-Leistung und -Einspeiseänderung, wie es im Rahmen des Szenariorahmens zum ÜNB-Netzentwicklungsplan (Szenario C) derzeit diskutiert wird, wäre im Jahr 2020 bereits eine Leistungsreserve von bis zu ±6,4 GW vorzuhalten. Bei Annahme einer weiteren Verdopplung der Zahlen von 2020 bis 2050 wären sogar bis zu ±13 GW Reserveleistung nötig. (vgl. Abb. 3)
