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Masterseminar Energiewirtschaftliches Seminar Thema: Ausgleichsenergie und Regelenergie Vorgelegt von: Tim Rokita Miriam Spanier Matrikelnummer: 369986 377927 Studiengang: 3. Semester WI-MB 2. Semester WI-MB Anschrift: Karl-Friedrich-Straße 3 Moltkestraße 8b 76275 Ettlingen 67655 Kaiserslautern Betreuer: Dr. Jürgen E. Blank Semester: Sommersemester 2015 Abgabe: 30. April 2015

Ausgleichsenergie und Regelenergie - wiwi.uni-kl.de · reBAP, der bei der Verrechnung angesetzt wird, zustande kommen. Kapitel 4 schließt mit einer Zusammenfassung der Arbeit ab

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Page 1: Ausgleichsenergie und Regelenergie - wiwi.uni-kl.de · reBAP, der bei der Verrechnung angesetzt wird, zustande kommen. Kapitel 4 schließt mit einer Zusammenfassung der Arbeit ab

Masterseminar

Energiewirtschaftliches Seminar

Thema:

Ausgleichsenergie und Regelenergie

Vorgelegt von: Tim Rokita Miriam Spanier

Matrikelnummer: 369986 377927

Studiengang: 3. Semester WI-MB 2. Semester WI-MB

Anschrift: Karl-Friedrich-Straße 3 Moltkestraße 8b

76275 Ettlingen 67655 Kaiserslautern

Betreuer: Dr. Jürgen E. Blank

Semester: Sommersemester 2015

Abgabe: 30. April 2015

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Inhaltsverzeichnis I

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung ..........................................................................................................1

2 Grundlagen .......................................................................................................3

2.1 Netzstruktur der Übertragungsnetzbetreiber .............................................3

2.2 Technische Grundlagen der Stromversorgung ..........................................5

2.3 Systemdienstleistungen zur Gewährung der Versorgungssicherheit ........6

2.4 Rechtliches und Regulatorisches ...............................................................9

2.5 Ausgleich von Ungleichgewichten durch Regelleistung.........................10

2.6 Netzverbund ............................................................................................13

3 Regel- und Ausgleichsleistung .......................................................................15

3.1 Regelleistung ...........................................................................................15

3.1.1 Der deutsche Strommarkt und die Beschaffung von Regelleistung 15

3.1.2 Merit-Order-Modell .........................................................................18

3.1.3 Vergütung der Regelleistung ...........................................................22

3.1.4 Anreizregulierung und Transparenz .................................................23

3.2 Ausgleichsenergie ...................................................................................25

3.2.1 Bestimmung von Ausgleichsenergiemengen ...................................26

3.2.2 Bestimmung des Ausgleichsenergiepreises reBAP und dessen

Bedeutung .......................................................................................................28

4 Zusammenfassung ..........................................................................................31

Literarturverzeichnis ..............................................................................................33

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Abbildungsverzeichnis II

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Regelzonen der vier ÜNB in Deutschland .........................................3

Abbildung 2: Versorgungsnetz mit unterschiedlichen Spannungsebenen ...............4

Abbildung 3: Netzlasten im Tagesverlauf ...............................................................7

Abbildung 4: Regelleistungsarten ..........................................................................10

Abbildung 5: Preisbildung mit Hilfe des Merit-Order-Modells ............................19

Abbildung 6: Merit-Order-Effekt durch Verschiebung der Nachfragekurve ........20

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Einleitung 1

1 Einleitung

Aufgrund der technisch begrenzten Speicherfähigkeit von Strom, ist ein Gleich-

gewicht zwischen Einspeisung und Abnahme von großer Bedeutung. Strom ist

eine handelbare Ressource, welche heutzutage auf dem freien Markt oder durch

Verträge gehandelt werden kann. Aufgrund der Besonderheit der Immaterialität

und der schlechten Speicherfähigkeit unterliegt der Stromhandel gesonderten Re-

gelungen.

Bis zur Einführung des novellierten Energiewirtschaftsgesetzes EnWG im Jahr

1998 waren die Energieversorger in ihren jeweiligen Netzgebieten, auch Konsor-

tialgebieten genannt, für die Strombereitstellung, den Transport, die Lieferung

und die Abrechnung zuständig. Sie hatten eine gebietsweise Monopolstellung,

weil die Kunden auf die Versorger innerhalb ihrer Zone angewiesen waren. Die

Strompreise richteten sich nach den vereinbarten Tarifen, die durch Behörden

reguliert wurden. Starke Monopolstellungen und demzufolge hohe Energiepreise

führten zu einer Liberalisierung des Strommarktes 1998 durch das EnWG.

Politisches Ziel war die Schaffung eines Wettbewerbs auf dem deutschen Strom-

markt. Dies hat zur Folge, dass jeder Stromlieferant seine Leistung bundesweit

anbieten kann, im Umkehrschluss jeder Stromkunde seinen Stromlieferanten frei

wählen kann und nicht mehr an den regionalen Versorger gebunden ist.

Alle Kraftwerke, die im UCTE Synchronverbund angeschlossen sind, arbeiten mit

einer Sollfrequenz von 50 Hz. Diese Frequenz ist zu jedem Zeitpunkt möglichst

genau einzuhalten, um die Versorgungsicherheit zu gewährleisten. Dazu muss der

Verbrauch und Verlust der eingespeisten Leistung entsprechen. Die benötigte

Leistung, um Schwankungen entgegenzuwirken, kann mit dem aktuellen Stand

der Technik nicht wirtschaftlich durch Energiespeicher vorgehalten werden.

Für die Aufrechterhaltung der Netzfrequenz innerhalb des deutschen Stromnetz-

verbundes sind vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verantwortlich. Jeder ÜNB

hat die Aufgabe, das Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Stromabnah-

me innerhalb seiner Regelzone aufrecht zu erhalten. Dieser Ausgleich erfolgt mit

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Einleitung 2

Hilfe der Regel- und Ausgleichsleistung. Die ÜNB benötigen diese Leistung in

unterschiedlichen Qualitäten (Primär-, Sekundär- und Minutenregelleistung) die

sich hinsichtlich ihres Abrufprinzips und ihrer Aktivierungsgeschwindigkeit un-

terscheiden.

Die folgende Arbeit beschäftigt sich mit dieser Regel- und Ausgleichsleistung.

Hierfür werden zunächst in Kapitel 2 sowohl technische als auch rechtliche

Grundlagen zum Verständnis des Strommarktes geschaffen. Dabei werden die

allgemeine deutsche Netzstruktur, die rechtlichen Regelungen und die verschiede-

nen Regelleistungsarten erläutert. Anschließend erfolgt in Kapitel 3 eine genaue

Beschreibung der Regelleistung hinsichtlich der Beschaffung, der Vergütung und

der Anreizregulierung. Das nächste Unterkapitel behandelt die Ausgleichsenergie.

Es wird beschrieben, wie die Ausgleichsenergiemengen und der Ausgleichspreis

reBAP, der bei der Verrechnung angesetzt wird, zustande kommen. Kapitel 4

schließt mit einer Zusammenfassung der Arbeit ab.

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Grundlagen 3

2 Grundlagen

Im folgenden Kapitel werden die Grundlagen zu den beiden Themen Ausgleichs-

energie und Regelenergie näher erläutert, sowie Netzstruktur in Deutschland be-

leuchtet.

2.1 Netzstruktur der Übertragungsnetzbetreiber

Das Energieversorgungssystem ist mit der fortschreitenden Entwicklung und der

seit 1882 verfügbaren Übertragung elektrischer Leistung über elektrische Leitun-

gen immer weiter gewachsen. Aus einstmals eigenständigen Netzen, welche sich

dadurch auszeichneten, dass ein Erzeuger über sein Netz mehrere Abnehmer er-

reichte, schlossen die bestehenden großen Energieversorgerunternehmen ihre

Höchstspannungsnetze zusammen.1

Heute betreiben vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in Deutschland ein Ver-

bundnetz (vgl. Abbildung 1), welches europaweit durch ein Netz aus Höchst- und

Hochspannungsleitungen über die Landesgrenzen hinweg verknüpft ist2. Die Ver-

sorgungssicherheit kann folglich erheblich verbessert werden, da Störungen und

Schwankungen in einem großen Netzwerk besser ausgeglichen werden können.3

Abbildung 1: Regelzonen der vier ÜNB in Deutschland4

1 Vgl. Lehnhoff (2010), S. 19 f.

2 Vgl. Wawer (2007), S. 18.

3 Vgl. Lehnhoff (2010), S. 18.

4 Vgl. Netzentwicklungsplan Strom (2015), Zugegriffen: 27.04.2015.

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Grundlagen 4

Über das Energieversorgungssystem sind die Verbraucher mit den Erzeugern ver-

bunden und werden über die elektrische Leitungen mit elektrischer Leistung ver-

sorgt. Bei den dazu verwendeten Spannungsleitungen wird zwischen Höchst-,

Hoch-, Mittel- und Niederspannungsleitungen unterschieden. Alle Spannungslei-

tungen sind durch Umspannwerke miteinander verbunden, wodurch die Versor-

gung vom Groß- bis zum Kleinverbraucher gewährleistet ist.5

Abbildung 2: Versorgungsnetz mit unterschiedlichen Spannungsebenen6

Abbildung 2 zeigt den schematischen Aufbau des Versorgungsnetzes. Überregio-

nal werden Versorgungsschwerpunkte durch Höchstspannungsleitungen (220 kV

bis 380 kV) von den ÜNB betrieben. Über diese Leitungen ist eine direkte Ver-

sorgung der Endverbraucher nicht möglich. Die elektrische Energie wird in Um-

spannanlagen in der Nähe von Verbrauchsschwerpunkten für ein überregionales

Verteilernetz in der Regel auf 110 kV herabtransformiert. Diese Hochspannungs-

netze gehören den Verteilernetzbetreibern (VNB) und sind über das Übertra-

gungsnetz miteinander verbunden. Auf dieser Spannungsstufe können Großver-

braucher mit einer Leistung von 10 bis 100 MW versorgt werden. Für die Mit-

telspannungsleitungen wird die Spannung auf 10 bis 20 kV herabtransformiert

und versorgt Städte oder ländliche Gebiete. Außerdem erfolgt hier die Einspei-

sung von erneuerbaren Energien. Für das lokale Verteilernetz, welches die priva-

5 Vgl. Al-Awaad (2009), S. 10.

6 Eigene Darstellung in Anlehnung an Al-Awaad, S. 11.

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Grundlagen 5

ten Haushalte oder Gewerbebetriebe versorgt, wird die Spannung im Umspann-

werk auf 230 V oder 400 V herabtransformiert.7

2.2 Technische Grundlagen der Stromversorgung

Alle Netze der verschiedenen Spannungsebenen sind in Umspannwerken mittels

Transformatoren miteinander gekoppelt. Ein Transformator besteht aus einem

Eisenkern mit getrennt voneinander gewickelten Stufen mit unterschiedlichen

Windungszahlen.8

Legt man eine hohe Wechselspannung an die Seite mit der hohen Wicklungszahl

an und greift die Spannung an der Seite mit geringerer Wicklungszahl wieder ab,

so liegt an der Seite mit geringer Wicklungszahl eine geringere Spannung an. In

entgegengesetzter Richtung kann die Spannung auch hoch transformiert werden.

Das Transformatorprinzip funktioniert nur im ständig wechselnden Magnetfeld,

was die Wechselspannung erforderlich macht.9

Dabei wäre eine Übertragung von Strom über weite Strecken wesentlich effizien-

ter, wenn mittels Gleichstrom übertragen würde. Rein wirtschaftlich gesehen sind

dann Übertragungsstrecken von bis zu 2000 km denkbar, was durch die Beein-

flussungsproblematik bei Wechselspannungsleitungen nicht infrage kommt.10

Durch die sinkenden Preise für die Gleich- und Wechselrichtertechnik wird seit

einigen Jahren Strom mittels Gleichstrom für weite Übertragungsstrecken über-

mittelt. Mittels Gleichrichter wird die Wechselspannung, nachdem sie auf höchs-

tes Spannungsniveau transformiert wurde, zur Übertragung in Gleichspannung

umgewandelt. Am Ende der Gleichstromübertragungsleitung wird diese mit Hilfe

von Wechselrichtern wieder in Wechselspannung zurückgewandelt. Die hohe

Spannung, mit welcher der Strom über weite Strecken übermittelt wird, lässt sich

anhand der Leistungsübertragung erklären. Die Formel für Leistung 𝑃 = 𝑈 ∙ 𝐼

zeigt, dass durch die Erhöhung der Spannung 𝑈 und Abnahme von Stromstärke 𝐼

die Leistung 𝑃 konstant gehalten werden kann. Durch die geringe Stromstärke 𝐼

7 Vgl. Wawer (2007), S. 17.

8 Vgl. Marenbach/Nelles/Tuttas (2013), S. 35 f.

9 Vgl. Lehnhoff (2010), S. 20 f.

10 Vgl. Marenbach/Nelles/Tuttas (2013), S. 190 f.

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Grundlagen 6

sinkt die Verlustleistung, die durch 𝑃𝑉𝑒𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡 = 𝐼2 ∙ 𝑅 beschrieben wird. Ein weite-

rer positiver Effekt der geringen Stromstärke ist, dass auch der Leitungsdurch-

messer klein gehalten werden kann.11

2.3 Systemdienstleistungen zur Gewährung der Versorgungssicherheit

Jeder ÜNB ist für seine so genannte Regelzone (RZ) verantwortlich. Zu den Auf-

gaben der ÜNB gehören gemäß der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV)

und des TransmissionCodes folgende:12

Netzbereitstellung

Ausbauplanung

Verlustdeckung

Systemdienstleistungen

Die zu erbringenden Systemdienstleistungen sind Dienste, die der Funktionstüch-

tigkeit bei der Stromversorgung dienen und beinhalten folgende13

:

Frequenzhaltung (oder auch Leistungs-Frequenz-Regelung14

)

Spannungshaltung

Versorgungswiederaufbau

Betriebsführung/Netzengpassmanagement

Dabei kommt der Leistungs-Frequenz-Regelung die höchste ökonomische Bedeu-

tung zu, weshalb im Anschluss auf diese Aufgabe des ÜNB genauer eingegangen

wird.15

Auf allen Spannungsebenen wird das Stromnetz mit einer Frequenz von 50 Hz

betrieben. Das bedeutet, dass alle Generatoren auf der Erzeugerseite mit der Fre-

quenz von 50 Hz betrieben werden. Der Strombedarf der Verbraucher ist mit der

Generatorfrequenz dynamisch gekoppelt. Ein plötzlich erhöhter Energiebedarf

11

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 21 ff. 12

Vgl. Al-Awaad (2009), S. 3 ff. 13

Vgl. TransmissionCode (2007), S. 49. 14

Leistungs-Frequenz-Regelung wurde aus dem englischen Begriff „Load-Frequency-Control“

abgeleitet. Vgl. ENTSO-E P1 (2009), S. 1. 15

Vgl. Consentec (2014), S. 1.; Swider (2006), S. 6.; Wawer (2007), S. 18.

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Grundlagen 7

führt dazu, dass der Generator langsamer läuft, was gleichbedeutend ist mit einer

Frequenzabsenkung. Alle Frequenzänderungen werden in einer Leitzentrale regis-

triert, worauf die Einspeiseleistung in das Netz beispielsweise durch weitere Ge-

neratoren erhöht wird, bis die Sollfrequenz wieder eingestellt ist. Bei sinkender

Belastung können diese Generatoren ihre Leistung reduzieren bzw. vom Netz

nehmen. Durch die Kopplung von Frequenz und Versorgungssicherheit muss zu

jedem Zeitpunkt die Stromerzeugung im Gleichgewicht mit dem Stromverbrauch

sein.16

Da sich verbrauchsabhängige Laständerungen nur schwer vorhersagen lassen,

müssen Möglichkeiten geschaffen werden schnell auf diese zu reagieren. Strom

ist bei aktuellem Stand der Technik in den benötigten Mengen noch nicht spei-

cherbar, daher müssen zusätzliche Kraftwerke hochgefahren werden, die in kür-

zester Zeit auf die veränderten Entnahmemengen reagieren können. Diese bereit-

zustellen ist Aufgabe der Energieversorger. Um ausreichend Strom zur Verfügung

zu stellen beziehen sich die Energieversorger in einer ersten Abschätzung auf

Prognosen des voraussichtlichen Energiebedarfs. Dazu dient in einer ersten Ab-

schätzung die Lastkurve im Tagesverlauf (Abbildung 3).17

Abbildung 3: Netzlasten im Tagesverlauf18

16

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 23. 17

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 25. 18

Eigene Darstellung in Anlehnung an Lehnhoff (2010), S. 25.

Grundlast

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Grundlagen 8

Der Grundlastbereich beschreibt die Last, die rund um die Uhr benötigt wird. Die-

ser Bereich wird durch sogenannte Grundlastkraftwerke gedeckt und laufen unun-

terbrochen. Durch die im Allgemeinen sehr hohe Baukosten und geringe Brenn-

stoffkosten arbeiten sie effizient und kostengünstig, wenn sie konstant ohne Un-

terbrechungen betrieben werden können. Anschließend folgt der Mittellastbereich,

der zumeist tagsüber und die Spitzenlasten, die in den Morgen- und Abendstunden

auftritt. Die dafür eingesetzten Kraftwerke müssen innerhalb von wenigen Minu-

ten bis hin zu Sekundenbruchteilen auf Höchstleistung gebracht werden und ha-

ben wesentlich höhere Betriebskosten als Grundlastkraftwerke.19

Das Einhalten der Nennfrequenz ist Aufgabe der Frequenzregelung und fällt in

den Aufgabenbereich der ÜNB. In einem Bereich von 1%/Hz tritt die Selbstregu-

lierung der Last ein. Das bedeutet, im Bereich von 49,99 Hz – 50,01 Hz werden

Abweichungen zum Sollwert toleriert ohne das Regelleistung zum Einsatz

kommt.20

Beim Selbstregeleffekt werden Lastschwankungen durch die kinetische Energie

der Schwungmassen, die an den rotierenden Maschinen angeschlossen sind, aus-

geglichen. Erst danach wird je nach Bedarf Regelleistung von verschieden Kraft-

werken abgerufen. Sind Selbstregeleffekte und Regelleistung durch zuschaltbare

Kraftwerke nicht genug, um die Sollfrequenz zu halten, kommt es zum Abwurf

von Teilnetzen (z.B. Großverbraucher wie Stahlindustrie). Im UCTE-Netz sind

die frequenzabhängigen Lastabwürfe in einem 5-Stufen-Plan festgeschrieben.21

Eine weitere große Herausforderung bei der Leistungs-Frequenz-Regelung ist die

Nutzung von erneuerbaren Energien (EE). Die in Deutschland installierte Nenn-

leistung der EE-Anlagen könnte zwar theoretisch auch Spitzenlasten abdecken,

doch durch die natürlichen Schwankungen ihres Auftretens kann diese nicht voll-

ständig genutzt werden. Zunehmend dezentrale Erzeugung und weite Übertra-

19

Vgl. Günther (2015), S. 127. 20

Vgl. Entso-E P1 (2009), S. 6. 21

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 23 ff.

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Grundlagen 9

gungsstrecken sind nur ein kleiner Teil zukünftiger Herausforderungen bei der

elektrischen Versorgung.22

2.4 Rechtliches und Regulatorisches

Der Leistungs-Frequenz-Regelung kommt aus ökonomischer Sicht eine besondere

Bedeutung zu und sie bedarf einer intensiven Regulierung. So beschäftigen sich

Gesetze, technische Regelwerke und sowohl kartellrechtliche, als auch regulatori-

sche Festlegungen national und international mit der Leistungs-Frequenz-

Regelung. Auf europäischer Ebene werden die Betriebsprinzipien und –regeln der

europäischen ÜNB durch die Netzcodes des „European Network of Transmission

System Operators for Electricity“ (ENTSO-E) Operation Handbook23

tfestgehal-

ten. Auf der nationalen Ebene gelten bezüglich der Frequenzhaltung die Strom-

NZV, das EnWG sowie das EEG. Weiterhin sind noch verschiedene technische

Regularien einzuhalten, wie Präqualifizierungsregelwerke der ÜNB oder auch

Bilanzkreisverträge. Außerdem sind Beschlüsse zu Detailfragen der Bundesnetza-

gentur zu beachten.24

Um die Zusammenarbeit auf europäischer Ebene sicherzustellen bedarf es techni-

scher, rechtlicher, wirtschaftlicher und organisatorischer Bestimmungen, welche

seit dem 01. Juli 2009 durch den Verband europäischen ÜNB (ENTSO-E) ausge-

arbeitet werden.25

Alle deutschen Übertragungsnetze sind mit einem Großteil der Höchstspannungs-

netze in Europa zusammengeschlossen und bilden so den Wirkungskreis

des UCTE26

. Im UCTE sind 24 europäische Länder in einem synchron arbeiten-

den Verbundnetz miteinander verbunden. Diese Kooperation setzt eine enge tech-

nische Zusammenarbeit voraus.27

Im Verband der Betreiber der europäischen Netze (ETSO) wurden 1999 die euro-

päischen Netze UCTE, NORDEL (Skandinavien), UKTSOA (GB) und ATSOI

22

Vgl. Krauter (2014), S. 37. 23

Zuvor „Union for Coordination of Transmission of Electricity“ (UCTE) Operation Handbook 24

Vgl. Consentec (2014), S. 1 ff. 25

Vgl. Fussi et al. (2011), S. 2. 26

Vgl. Al-Awaad (2009), S. 12. 27

Vgl. Crastan (2012), S. 7 ff.

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Grundlagen 10

(Irland) zusammengeführt. Seit 2009 nennt sich der Verband ENTSO-E und es ist

noch ein weiteres Netz (BALTSO) hinzugekommen.28

2.5 Ausgleich von Ungleichgewichten durch Regelleistung

Wie bereits erläutert erfordert die stabile Versorgung mit elektrischer Leistung

Regelleistung. Die Erfüllung der Versorgungssicherheit ist dem jeweiligen ÜNB

zugeschrieben, der für die Leistungs-Frequenz-Regelung seiner Regelzone ver-

antwortlich ist.29

Diese Aktivierung der Regelleistung kommt im Zeitverlauf sukzessive zum Ein-

satz und folgt einem definierten Einsatzplan30

, bei dem die Reihenfolge der zum

Einsatz kommenden Reserveleistung durch das Kraftwerk bestimmt ist mit wel-

chem die Leistung erzeugt wird. Je nach Fähigkeit des Kraftwerks die Leistung zu

erhöhen, wird dabei in Primär-, Sekundär- und Tertiärleistung unterschieden.31

Außerdem kann zur Stabilisierung des Systems nicht nur Reserveleistung dienen,

die Stabilisierung des Netzes kann auch durch regelbare Verbraucher erfolgen,

insofern alle technischen Restriktionen eingehalten werden. 32

Abbildung 4: Regelleistungsarten33

28

Vgl. Crastan (2012), S. 11. 29

Vgl. ENTSO-E (2014), S. 1. 30

Vgl. Consentec (2014), S. 9. 31

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 28. 32

Vgl. Fussi et al. (2011), S. 3. 33

Eigene Darstellung in Anlehnung an Lehnhoff (2010), S. 30.

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Grundlagen 11

Primärregelleistung

Gerät die Leistungsbilanz ins Ungleichgewicht, kommt es in der ersten Regelstufe

zum Einsatz von Primärregelleistung (PRL). Damit eine schnelle Stabilisierung

der Netzfrequenz gewährleistet ist, kommt PRL automatisch und dezentral zum

Einsatz. Außerdem wird die Erbringung von PRL auf verschiedene Erzeuger ver-

teilt. Bei PRL kommen alle Regler, im PRL Fall Proportionalregler, des Systems

gleichzeitig zum Einsatz. Die PRL erfolgt nach dem Solidarprinzip. Die im euro-

paweiten Verbundnetz angeschlossenen ÜNB haben dafür die gemeinsame Ver-

antwortung. Der Anteil an der zu erbringenden PRL wird nach dem Beteiligungs-

koeffizienten aufgeteilt. Dieser berechnet sich aus Netto-Erzeugung der jeweiligen

Regelzone des ÜNB geteilt durch die Netto Erzeugung aller Regelzone des Sys-

tems.34

Da es sich bei der PRL um eine Proportionalregelung handelt, wird hier nur die

Abweichung vom Sollwert begrenzt. Sie reicht nicht aus um den Sollwert wieder

herzustellen, sondert stabilisiert die Netzfrequenz in einem neuen Arbeitspunkt. 35

Die vorzuhaltende PRL im UCTE-Netzverbund muss 3000 MW betragen. Dies

entspricht einem Ausfall von zwei Kraftwerksblöcken. Darüber hinaus muss jede

Erzeugereinheit ab 100 MW, die an das Netz angeschlossen ist, PRL abgeben

können. PRL setzt bereits nach wenigen Sekunden ein, sie soll nach 30 Sekunden

vollständig zur Verfügung stehen und bis zu 15 Minuten aufrecht gehalten wer-

den. Die durch den Proportionalregler verbleibende quasistationäre Frequenzab-

weichung soll unter Einbeziehung des Selbstregeleffekts auf ±200 mHz begrenzt

werden.36

Zur schnellen Bereitstellung dieser Leistung kommen Gasturbinen-

kraftwerke oder Pumpspeicherkraftwerke in Frage, da diese über einen großen

Leistungsgradienten verfügen und somit schnell ihre Leistung steigern können.37

34

Vgl. Swider (2006), S. 11 f. 35

Vgl. Consentec (2014), S. 11. 36

Vgl. Fussi et al. (2011), S. 3. 37

Vgl. Lehnhoff (2010), S. 26.

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Grundlagen 12

Durch die verbleibende quasistationäre Abweichung zur Sollfrequenz von 50 Hz

ist bei länger anhaltender Störung der Einsatz von Sekundärregelleistung (SRL)

notwendig.38

Sekundärregelleistung

Durch die SRL wird die Sollfrequenz von 50 Hz wieder erreicht und die PRL wird

abgelöst, damit diese wieder für den kurzfristigen Ausgleich zur Verfügung steht.

Kommt es zur Reserveanforderung von SRL wird diese automatisch und zentral

bereitgestellt. Die Reserveanforderung wird dann auf informationstechnischem

Weg direkt an den Regler eines Regelkraftwerks weitergeleitet. Der Proportional-

Integral Regler, kann dabei die gesamte Regelabweichung zu eliminieren.39

Dabei handelt es sich auch um eine automatisch aktivierte Regelreserve, welche

allerdings nur in der Regelzone aktiviert wird, in der die Ursache für die System-

bilanzstörung vorliegt. Die zur Verfügung gestellte SRL muss ±15 MW betragen.

Diese Leistung kann auch in einer Anbietergemeinschaft angeboten werden. Der

Einsatz von SRL erfolgt gleichzeitig mit dem Einsetzen von PRL und soll diese

nach spätestens 5 Minuten ablösen. Innerhalb von 15 Minuten soll die Frequenz-

abweichung vom Sollwert durch SRL behoben werden.40

Welches Kraftwerk aktiviert wird erfolgt in Deutschland nach der Merit-Order-

Liste (MOL), einer nach Aktivierungskosten gestaffelten Einsatzreihenfolge.41

Minutenregelleistung

Falls die Systembilanzstörung länger als 15 Minuten andauert, so kommt die Mi-

nutenregelleistung (MRL) zum Einsatz. Sie löst die SRL ab, damit diese wieder

vollständig zur Ausregelung möglicher Schwankungen zur Verfügung steht und

38

Vgl. Al-Awaad (2009), S. 16.; Vgl. Swider (2006), S. 12. 39

Vgl. Swider (2006), S. 12. 40

Vgl. Fussi et al. (2011), S. 3 f. 41

Vgl. Consentec (2014), S. 11.

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Grundlagen 13

da die MRL aus wirtschaftlichen Gründen vorzuziehen ist. Anders als PRL und

SRL wird die MRL manuell und zentral vom ÜNB aktiviert.42

Die MRL wird nicht über ein Regelsignal gesteuert sondern individuell durch

Fahrplanlieferungen im Intervall von 15 Minuten abgerufen. Sie muss nicht allein

durch die betroffene Regelzone gedeckt werden. Eine große Marktfähigkeit ist

durch die elektronische Aktivierung über den MOL-Server43

gewährleistet. Die

durch ein Kraftwerk bereitgestellte Leistung muss mindestens ±30MW betragen

und innerhalb von 15 vollständig zur Verfügung stellen. Dabei muss das Kraft-

werk diese Leistung für maximal für vier Stunden bereitstellen können.44

Abbildung 4 zeigt die sukzessive Einsatzreihenfolge der Reserveleistungen. Dau-

ert eine Störung länger als eine Stunde, z.B. bei einem Kraftwerksausfall, so muss

der betroffene Bilanzkreisverantwortliche eigene Reserven für den Erhalt der Sys-

tembilanz aktivieren.45

Neben den oben aufgeführten Reserveleistungen, die je nach Literaturquelle auch

anders benannt sein können, gibt es in Deutschland überdies hinaus noch die

Möglichkeit Kaltreserven (abgeschaltete Kraftwerke) zu aktivieren, speziell dafür

vorgesehene Lasten abzuschalten oder Notreserven aus anderen Regelzonen zu

aktivieren.46

2.6 Netzverbund

Durch die zentrale Regelungsverantwortung der ÜNB ergibt sich der Nutzen des

Durchmischungseffekts wegen des größeren Kundenkollektivs. Dieses Wissen

kann national und international weiterverwendet werden. So werden national die

ÜNB zu einem Netzverbund zusammengefasst, eine Kooperation zwischen den

Regelzonen zur gegenseitigen Bereitstellung von Leistungen, sofern die Netzbe-

lastung unkritisch ist. Durch die Kooperation wird eine gegenseitige Aktivierung

von Regelleistung verhindert. Bei unzureichender eigener SRL kann somit eine

42

Vgl. Al-Awaad (2009), S. 23. 43

Verwaltung der eingeholten Angebote zur MRL auf dem so genannten MOL-Server (Merit

Order List). Vgl. Consentec (2014), S. 13. 44

Vgl. Swider (2006), S. 14. 45

Vgl. Al-Awaad (2009), S. 17. 46

Vgl. Consentec (2014), S. 12 f.

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Grundlagen 14

benachbarte Regelzone bei der Erzeugung von Reserveleistung aushelfen.47

Seit

Beginn der Zusammenarbeit wurden in Deutschland vier Ausbaustufen umgesetzt.

Dazu gehören:

Modul 1: Saldierung von Leistungsgleichgewichten

Modul 2: Gemeinsame Dimensionierung der Regelleistung

Modul 3: Gemeinsamer Regelleistungsmarkt

Modul 4: Regelenergieeinsatz nach Merit-Order

Dadurch wurde das Übertragungsnetz technisch optimiert und durch die MOL

erfolgt dies zudem kostenoptimal.48

Auch über die Landesgrenzen hinweg bestehen Kooperationen zur Vermeidung

der SRL-Gegenregulierung. In der „International Grid Control Cooperation“

(IGCC) sind Österreich, Tschechische Republik, Schweiz, Belgien, Niederlande

und Dänemark mit dem Netzregelverbund aus Deutschland verbunden. Hier er-

folgt die optimierte Steuerung der Energienutzung bei Leistungsungleichgewich-

ten auf europäischer Ebene. Dadurch trägt die Kooperation zur Kosteneffizienz

und Systemsicherheit bei.49

Die nationale Optimierung des Sekundärregelleis-

tungseinsatzes ist der internationalen dabei immer vorzuziehen50

.

47

Vgl. Consentec (2014), S. 14 ff. 48

Vgl. Marktinformation IGCC (2014), S. 1. 49

Vgl. IGCC Press Release (2014), S. 1. 50

Vgl. Marktinformation IGCC (2014), S. 2.

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Regel- und Ausgleichsleistung 15

3 Regel- und Ausgleichsleistung

Aufgrund der stark begrenzten Speicherfähigkeit von Elektrizität, ergibt sich das

Problem, Nachfrage und Angebot jederzeit auszugleichen. Den ÜNB kommt so-

mit die Aufgabe zu, die entstehenden Leistungsbilanzabweichungen durch Auf-

bringen von Regelleistung auszubalancieren. Vor der energiewirtschaftlichen

Wende 2008 wurde der Ausgleich von den bereichsspezifischen Kraftwerksbe-

treibern übernommen. Aufgrund von stark monopolistischen Strukturen und den

damit einhergehenden großen Verhaltensspielräumen der Betreiber wurde das

Energiesystem reformiert und der Strommarkt für den Wettbewerb eröffnet.51

Der Unterschied zwischen Regel- und Ausgleichsleistung besteht hinsichtlich

ihrer Aufgabe und ihrer Abrechnung. Aufgabe der Regelleistung ist die Aufrecht-

erhaltung der Frequenz von 50 Hz. Sie ist somit eine Systemdienstleistung, wel-

che über die Netznutzungsentgelte (NNE) abgerechnet wird. Die Ausgleichsener-

gie regelt Abweichungen zwischen dem, durch den Bilanzkreisverantwortlichen

erstellten, Fahrplan und der tatsächlich abgenommenen Menge beim Endkunden.

Sie stellt folglich die bilanzielle Abrechnung der Regelleistung dar, welche mit

den beteiligten Bilanzkreisen abgerechnet wird.52

3.1 Regelleistung

Kapitel 3.1 beschreibt allgemein den Aufbau des deutschen Strommarktes und die

Beschaffung, Preisbildung, Vergütung und Anreizregulierung von Regelleistung.

3.1.1 Der deutsche Strommarkt und die Beschaffung von Regelleistung

Der Handel mit Strom, der zwischen anderen Marktparteien und nicht direkt mit

dem Endkunden stattfindet, wird als Großhandel bezeichnet. Dieser findet auf

zwei Ebenen statt: Strom kann über Over-the-Counter-Verträge (OTC-Verträge)

oder an der Strombörse beschafft werden. Der außerbörsliche Handel erfolgt über

bilaterale Stromverträge zwischen Marktteilnehmern, wobei Preis, Menge oder

Lieferzeitpunkt individuell festgelegt werden können. Die deutsche Strombörse

EEX (European Energy Exchange) entwickelte sich im Zuge der Liberalisierung

51

Vgl. Swider (2006), S. 1 f. 52

Vgl. Konstantin (2013), S. 471.

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Regel- und Ausgleichsleistung 16

des Strommarktes. Der börsliche Stromhandel zeichnet sich durch eine hohe An-

zahl an Marktteilnehmern und ein hohes Maß an Transparenz aus.53

Die Strombörse kann in drei Marktsegmente unterteilt werden: Termin-, Spot-

und Intradaymarkt. Beim Terminmarkt handelt es sich um langfristige Verträge

(Futures) von wöchentlichen bis zu sechsjährigen Kontrakten. Die beteiligten Ak-

teure verfolgen beim Abschluss von Futures unterschiedliche Ziele: Die Stromer-

zeuger sichern so langfristig ihre Erzeugungsposition, wobei die Vertriebe ihre

Beschaffungsmenge sichern, um den Abnehmern Preisgarantien anbieten zu kön-

nen. Der Spotmarkt handelt mit Verträgen für den nächsten Tag (Day-ahead-

Markt), wobei der Kontrakt aus einer konstanten Strommenge für eine Stunde des

Folgetages besteht. Bei diesen Verträgen handelt es sich zwingend um eine physi-

sche Lieferung innerhalb eines festen Bilanzkreises. Charakteristisch für den

Spotmarkt ist die Möglichkeit des grenzüberschreitenden Handels durch die

Kopplung mehrerer europäischer Märkte. Besonders für EE ist diese Marktform

gut geeignet, weil innerhalb dieses Zeithorizontes bereits Aussagen über die An-

gebotsmenge getroffen werden kann. Die größten Strommengen werden auf dem

Spotmarkt gehandelt. Der Intradaymarkt ist sehr kurzfristig ausgelegt und beinhal-

tet Kontrakte, die erst zu Beginn der Lieferung geschlossen werden. Im Gegensatz

zum Spotmarkt erfolgt die Preisbildung nicht einen Tag zuvor, sondern der Han-

del läuft dauerhaft ab. Bedingt durch geringe Liquidität, aufgrund technischer und

organisatorischer Bedingungen, werden nur geringe Mengen an Strom gehan-

delt.54

Neben dem Großhandel für Strom gibt es einen weiteren Markt für die Sys-

temdienstleistungen. Die ÜNB müssen Strom am Markt für Regelleistung bezie-

hen, um Schwankungen auszugleichen. Hierbei müssen die ÜNB überschüssige

Energie (negative Regelleistung) erstattungspflichtig aufnehmen und benötigte

Energie (positive Regelleistung) kostenpflichtig liefern. Die Höhe der benötigten

Reserveleistung ergibt sich aus der Differenz aller Bilanzkreisabweichungen der

Regelzone. Durch den Unbundling-Effekt (Entflechtung von Stromhandel und

Stromvertrieb) kann ein ÜNB nicht gleichzeitig Stromproduzent sein und die Sys-

53

Vgl. Schumacher, Würfel (2015), S. 19 f. 54

Vgl. Graeber (2014), S. 11 ff.

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Regel- und Ausgleichsleistung 17

temdienstleistung muss vom ÜNB am Markt in Form von Regelleistung beschafft

werden.55

Bis zum Jahr 2007 wurden Primär- und Sekundärleistung halbjährlich von jedem

ÜNB eigenständig beschafft. Eine Folge war, dass die ÜNB gegeneinander gere-

gelt haben, weil die Ungleichgewichte nur innerhalb einer Regelzone ausgegli-

chen wurden56

. Die Regelzonensaldos wurden separat voneinander ausgeglichen.

Dies hatte zur Folge, dass sich Regelzonen gegenseitig nicht ausregeln konnten,

weil jede Regelzone separat ihre positive und negative Regelleistung beschafft

hat. Um dieses Gegeneinanderregeln zu vermeiden, wurde ein netzwerkübergrei-

fender offener Handel von den Regelleistungsarten durch eine gemeinsame Inter-

netplattform eingeführt. Über diese Plattform wird die benötigte Regelleistung

von den ÜNB öffentlich ausgeschrieben. Somit kooperieren die ÜNB im Rahmen

des Netzregelverbunds (NRV). Durch eine kollektive Ausschreibung positiver

und negativer Regelleistung kann der Gesamtbedarf der Regelleistung verringert

und somit auch die Kosten gesenkt werden57

.58

Zur Realisierung der Hauptaufgabe der ÜNB, der Sicherstellung des Gleichge-

wichtes zwischen Stromerzeugung und -abnahme, werden unterschiedliche Arten

von Regelleistung benötigt. Diese werden durch verschiedene Anbieter über das

Stromnetz bereitgestellt. Die Auswahl der Anbieter erfolgt über ein mehrstufiges

Qualifizierungsverfahren. Die potentiellen Bewerber müssen an einem Präqualifi-

zierungsverfahren teilnehmen, bei dem die erforderlichen Unterlagen geprüft wer-

den. Grundvoraussetzung für potentielle Anbieter und primäre Zielsetzung ist

gemäß §1 Absatz 1 EnWG „eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucher-

freundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der

Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien

beruht“.59

55

Vgl. Wawer (2007), S. 55 f. 56

Vgl. Flinkerbusch (2011), S. 173. 57

Vgl. Flinkerbusch (2011), S. 174. 58

Vgl. regelleistung.net, Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung, online unter:

www.regelleistung.net, aufgerufen am 20.04.2015. 59

Vgl. regelleistung.net, Internetplattform zur Vergabe von Regelleistung, online unter:

www.regelleistung.net, aufgerufen am 18.04.2015.

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Regel- und Ausgleichsleistung 18

Für jede Regelenergieart erfolgt eine gesonderte Präqualifikation bei dem ÜNB,

der für die entsprechende Regelzone verantwortlich ist. Der potentielle Anbieter

muss sowohl die technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit, als auch eine

ausreichende organisatorische Qualifikation nachweisen, um die benötigte Regel-

leistung liefern zu dürfen. Festgelegt sind die Mindestanforderungen in dem

TransmissionCode, welcher die Netz- und Systemregeln der deutschen ÜNB fest-

schreibt. Dazu zählen die Bereitstellung von Informationen, u. a. die minimale

und maximale Leistung, die Totzeit (Reaktionszeit bei plötzlichen Schwankun-

gen), die Leistungsänderungsgeschwindigkeit und der Einspeiseort. Nach Erfül-

lung sämtlicher Bedingungen und dem Bestehen mehrerer Testläufe ist die

Präqualifikation abgeschlossen und es können Rahmenverträge vereinbart werden.

Dieser Vertrag zwischen neuem Anbieter und dem entsprechenden ÜNB enthält

Informationen über die Vorhaltung und Erbringung der Regelleistung. Die benö-

tigte Regelleistung wird von den ÜNB auf einer Internetplattform60

öffentlich

ausgeschrieben. Nach Abschluss des Rahmenvertrages ist es dem Anbieter mög-

lich, an der Ausschreibung teilzunehmen.61

3.1.2 Merit-Order-Modell

Die Auswahl der Kraftwerke, die dem Energienetz zugeschaltet werden, wird

durch deren variable Kosten und somit der Höhe des Strompreises beeinflusst.

Diese Erzeugungskosten werden primär durch die Energieträgerkosten, den

elektrischen Wirkungsgrad des Kraftwerkes und durch Betriebs- und Wartungs-

kosten bestimmt. Ein weiterer Kostenfaktor entsteht durch die Einhaltung von

gesetzlichen CO2-Emissionsmengen, die sich in Form von Opportunitätskosten

niederschlagen kann.62

Die kurzfristige Preisbildung auf dem Strommarkt kann mit dem Merit-Order-

Modell beschrieben werden. Voraussetzung für dieses Modell ist eine quasi preis-

unelastische Nachfrage. Weiterhin darf die Angebotskurve (Merit-Order-Kurve)

lediglich von den oben beschriebenen Kosten abhängen. Bei diesem Ansatz wer-

den die Grenzkosten aller möglich einsetzbaren Kraftwerke aufsteigend kumuliert.

60

Die Internetplattform ist zu finden unter: www.regelleistung.net. 61

Vgl. TransmissionCode 2007 – Anhang D2 Teil 1 (2009), S. 4 ff. 62

Vgl. Ellersdorfer (2009), S. 9.

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Regel- und Ausgleichsleistung 19

Grenzkosten sind die Kosten, die für eine zusätzliche Einheit Strom (Euro/MW/h)

entstehen. Der Gleichgewichtsstrompreis ergibt sich aus den Grenzkosten des

Grenzkraftwerkes, also dem letzten Kraftwerk, welches zur Nachfragebefriedi-

gung benötigt wird. Das heißt, es werden solange Kraftwerke mit höheren Grenz-

kosten zugeschaltet, bis die Nachfrage befriedigt ist.63

Abbildung 5 stellt die Preisbildung mit Hilfe des Merit-Order-Modells dar. Der

Strompreis ergibt sich aus der Höhe der Grenzkosten des Grenzkraftwerkes, um

die Stromnachfrage (rot) zu befriedigen.

Abbildung 5: Preisbildung mit Hilfe des Merit-Order-Modells64

Dieses Modell gewährleistet, dass Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten die

teuersten Kraftwerke vom Markt verdrängen. Der Strompreis resultiert folglich

durch Veränderung der Nachfragemenge: Wird weniger Strom nachgefragt, wer-

den weniger teurere Kraftwerke benötigt. Außeracht gelassen werden bei diesem

Modell intertemporale Zusammenhänge beim Kraftwerkseinsatz, wie z.B. die An-

und Abschaltung des Kraftwerkes.65

Das Modell und somit auch die Preisbildung werden stark durch die Energiewen-

de beeinflusst. Das deutsche Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG)

schreibt den bevorzugten Einsatz von erneuerbarer Energie (EE) vor, d. h. die

63

Vgl. Graeber (2014), S. 9 ff. 64

Eigene Darstellung in Anlehnung an Schumacher, Würfel (2015), S. 28. 65

Vgl. Graeber (2014), S. 9 ff.

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Regel- und Ausgleichsleistung 20

garantierte Abnahme des Stroms, welcher aus erneuerbaren Energien gewonnen

wird. Dies beeinflusst in hohem Maße die Preisbildung auf dem Strommarkt.66

Aus Verbrauchersicht wurde befürchtet, dass die Strompreise durch Zuschaltung

von EE ins Stromnetz aufgrund von Netzausbauten, erhöhten Kosten für die Re-

gelleistung und der EEG-Umlage, steigen. Das folgende Merit-Order-Modell ver-

sucht den Sachverhalt zu quantifizieren und zu zeigen, dass der Ausbau von EE

einen positiven Preiseffekt für den Verbraucher haben kann.67

Bei Annahme einer linearen Angebotskurve, kann diese Bevorzugung von Strom

aus EE als Senkung der Nachfragemenge dargestellt werden, weil ein Anteil der

gesamten Nachfrage bereits durch die EE gedeckt wird.68

Abbildung 6: Merit-Order-Effekt durch Verschiebung der Nachfragekurve69

Abbildung 6 stellt den Merit-Order-Effekt graphisch dar. Die Nachfrageverschie-

bung von N1 auf N2 bewirkt eine Preisänderung von P1 auf P2. Diese Preissen-

kung durch die Nachfrageverschiebung wird als Merit-Order-Effekt bezeichnet.

Hat diese Nachfrageentwicklung eine positive Steigung, ergibt sich eine Verringe-

rung des Strompreises. Das bedeutet einerseits eine Verringerung des Preises für

66

Vgl. Sensfuß (2010), S. 3. 67

Vgl. Wissen, Nicolosi (2007), S. 2. 68

Vgl. Sensfuß (2010), S. 3. 69

Eigene Darstellung in Anlehnung an Sensfuß (2010), S. 4.

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Regel- und Ausgleichsleistung 21

den Lieferanten und Verbraucher70

, und andererseits eine Reduktion der Einnah-

men für den Stromerzeuger. Würde die Strompreisbildung nur auf Basis des Me-

rit-Order-Modells erfolgen, so würde der Zuwachs von EE zu einer Verringerung

des Strompreises führen. Bei der Preisbildung haben jedoch weitere Faktoren ei-

nen Einfluss: Die allgemeine Strommarktsituation, plötzliche Kraftwerksausfälle,

eine Veränderung der Preise für die CO2-Zertifikate, die EEG-Umlage oder die

steigende Inflation bewirken einen Preisanstieg.71

Das Merit-Order-Modell kann nicht unmittelbar auf alle Situationen angewandt

werden. Bei kurzfristigen Effekten kann die Situation gut durch das Modell darge-

stellt werden: Ein windreicher Tag fördert die EE aus Windkraftanlagen und ver-

ändert somit die Nachfragekurve der konventionellen Kraftwerke. Dies führt wie

oben beschrieben zu einer Preissenkung, weil weniger Kraftwerke zur Nachfrage-

deckung benötigt werden. Bei langfristigen Effekten fließen zudem Überlegungen

wie die Zuschaltung und Stilllegung von konventionellen Kraftwerken mit ein.

D.h. es wird ein dynamisches Modell unterstellt, welches sich immer optimal an

die gegebenen Veränderungen anpassen kann. Diese Voraussetzung ist bei dem

Merit-Order-Modell nicht gegeben und es bedarf eines langfristig ausgelegten

Strommarktmodells, unter Berücksichtigung dynamischer Effekte.72

Zur Ermittlung der einzusetzenden Kraftwerke werden Merit-Order-Listen (MOL)

veröffentlicht, die eine Reihenfolge der Preise der Regelleistungsanbieter vorgibt.

Die gemeinschaftliche MOL bewirkt eine kostenoptimale Regelung, weil alle An-

bieter in dieser Liste aufgeführt werden und immer der günstigste Anbieter ge-

wählt wird.73

Nachdem die regelleistungsliefernden Kraftwerke bestimmt worden sind, stellt

sich die Frage nach der Abrechnung und der Vergütung dieser Leistung.

70

Anmerkung: Kosten für den Verbraucher für u.a. die EEG-Umlage werden hierbei nicht berück-

sichtigt. 71

Vgl. Sensfuß (2010), S. 3 ff. 72

Vgl. Wissen, Nicolosi (2007), S. 3 f. 73

Vgl. Consentec (2014), S. 14 ff.

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Regel- und Ausgleichsleistung 22

3.1.3 Vergütung der Regelleistung

Es gibt zwei Arten der Preisbildung von Regelleistung: Leistungs- und Arbeits-

preis. Der Leistungspreis entsteht durch verbrauchs- und lastunabhängige Kosten,

die durch die Vorhaltung der Regelleistung entstehen. Der Arbeitspreis beschreibt

hingegen die Kosten, die durch tatsächlich geleistete Arbeit anfallen, und berech-

net sich über die Differenz der Soll- und Istarbeit. Der Arbeitspreis ist somit keine

konstante Größe, sondern verbrauchsabhängig.

Die benötigte Regelleistung wird von den ÜNB auf einer gemeinsamen Internet-

plattform ausgeschrieben und durch Auktionen auf die Anbieter verteilt. Bei einer

Auktion wird zwischen dem Gebot, also der Preisbereitschaft des Anbieters, und

dem Zuschlag, also dem erhaltenen Preis, unterschieden. Die Stromanbieter müs-

sen ein Leistungspreisgebot für die Vorhaltung der Regelleistung und ein Arbeits-

preisgebot für die geleistete Arbeit abgeben. Hinsichtlich der Art der Vergütung

unterscheiden sich die Regelleistungsarten voneinander. Die PRL hat die Aufgabe

die Netzfrequenz sicherzustellen und wird unselektiv von den Betreibern zuge-

schaltet. Da die verrichtete Arbeit nicht ermittelt werden kann, erfolgt die Vergü-

tung nur über das Leistungspreisgebot. Bei SRL und MRL werden die Kosten

verursachungsgerecht zugeordnet, sodass die Vorhaltung und die tatsächlich abge-

rufene Regelleistung separat vergütet werden. Der Zuschlag für die Vorhaltung

erfolgt über die Merit-Order-Liste der Leistungspreise und die Vergütung ent-

spricht dem Leistungspreisgebot. Der Abruf von SRL und MRL erfolgt über die

Merit-Order-Liste der Arbeitspreise. Damit soll gewährleistet werden, dass die

Kosten der abgerufenen Regelleistung minimiert werden, indem immer die ent-

sprechende Leistung von dem günstigsten Erzeuger beschafft wird.74

Generell haben die Stromerzeuger die Wahl ihren Strom entweder am Spotmarkt

oder am Regelleistungsmarkt anzubieten. Aufgrund dieser Interdependenz muss

es eine Abhängigkeit zwischen dem Strompreis am Spotmarkt und am Regelleis-

tungsmarkt geben, damit die gesamte Nachfrage befriedigt werden kann. Ent-

scheidet sich der Erzeuger für den Spotmarkt, muss er die vertraglich festgelegte

Leistung liefern und erhält eine Vergütung in Höhe des Spotmarktpreises. Der

74

Vgl. Consentec (2014), S. 21 ff.; Vgl. Wawer (2005), S. 3 f.; Vgl. Konstantin (2013), S. 471 f.

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Regel- und Ausgleichsleistung 23

Regelleistungsmarkt hingegen ist mit Unsicherheiten behaftet, weil die Höhe des

Regelzonensaldos im Vorfeld unbekannt ist. Für welchen Markt sich der Erzeuger

entscheidet, hängt von der jeweiligen Marktsituation, z. B. von der Höhe der Ein-

satzwahrscheinlichkeit der Reserveleistung, ab.75

3.1.4 Anreizregulierung und Transparenz

Vor der Umstrukturierung des Strommarktes in Deutschland hatten die Anbieter

des Strommarktes eine gebietsweise Monopolstellung. Die so genannten Konsor-

tialgebiete hatten die Aufgabe den Energiebedarf nur innerhalb ihrer Zone zu de-

cken. Sowohl für Strombereitstellung, -transport, -belieferung als auch die Ab-

rechnung waren die Energieversorger verantwortlich. Die Kunden, also Privat-

haushalte und Unternehmungen, waren an ihren Energieversorger gebunden und

abhängig. Bei Mangel oder Überfluss wurden bilaterale Lieferverträge zwischen

den Stromversorgern geschaffen.76

Durch die EU-Binnenmarktrichtlinie Elektrizität 96/92/EG von 1996 wurde der

Markt für leistungsgebundene Energien liberalisiert und somit der Strommarkt für

den Wettbewerb eröffnet. Voraussetzungen für den wettbewerbsfähigen Handel

sind:

Freie Wahl des Versorgers

Entflechtung von Erzeugung, Netz und Handel

Diskriminierungsfreier Netzzugang

Vorhandensein eines unabhängigen Regulierungsorgans

Vorhandensein eines unabhängigen Systemoperators

Strom wird auf dem liberalisierten Markt an der Börse gehandelt, um für alle

Marktteilnehmer einen transparenten und gleichberechtigten Zugang zu gewähr-

leisten.77

Grundsätzlich stellt die Stromversorgung aufgrund der Netzstruktur ein Monopol

dar. Der Aufbau mehrerer separater Netze wäre sehr kostenintensiv und sowohl

75

Vgl. Wawer (2007), S. 61 f. 76

Vgl. Schumacher, Würfel (2015), S. 12. 77

Vgl. Konstantin (2013), S. 45 ff.

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Regel- und Ausgleichsleistung 24

volkswirtschaftlich als auch technisch gesehen nicht sinnvoll. Um zu verhindern,

dass dieses Monopol von den Betreibern ausgenutzt wird, untersteht der Netzbe-

trieb vielen staatlich regulatorischen Gesetzen, wie z. B. der Beschränkung der

Netznutzungsentgelte.78

Netznutzungsentgelte stellen einen großen Teil des Endkundenstrompreises dar.

Das sind die Kosten, die der ÜNB gegenüber den Stromlieferanten für Nutzung

und Wartung der Leitungen erhebt. Diese Kosten werden auf die Endkunden über-

tragen und spiegeln sich im Endstrompreis wider. Die Netzentgelte werden von

der Bundesnetzagentur festgelegt, um eine Anreizregulierung zu schaffen. Sie

werden anhand ausgewählter Kriterien von Behörden für jeden Stromanbieter

ermittelt und setzen sich aus dessen Kapital- und Betriebskosten zusammen. Die

Netznutzungsentgelte sind von den Netzbetreibern nicht beeinflussbar und sollen

eine Vergleichbarkeit zwischen den Anbietern ermöglichen. Die Behörde diktiert

aufgrund einer Kostenanalyse sowohl eine Obergrenze für die Netznutzungsent-

gelte als auch für die Gewinnmarge. Der Anreiz liegt für die Netzbetreiber darin,

kostengünstigen Strom bereitzustellen und dadurch einen zusätzlichen Gewinn bis

zur vorgegebenen Obergrenze realisieren zu können. Diese Form der Anreizregu-

lierung führt zu effizientem Wirtschaften, weil nur so zusätzliche Gewinne bis zur

vorgegebenen Obergrenze generiert werden können.79

Ziel dieser Anreizregulierung ist neben der Kostensenkung die Effizienzsteige-

rung. Diese resultiert daraus, dass Effizienzunterschiede zwischen mehreren ver-

gleichbaren Netzbetreibern abgebaut werden, weil sich die Höhe der Netznut-

zungsentgelte an dem effizientesten Erzeuger orientiert. So sind die weniger Effi-

zienten bestrebt ihre Leistungen zu verbessern.80

Langfristig soll sich diese Effizienzsteigerung in den Strompreisen für Endkunden

widerspiegeln, weil sinkende Kosten zu niedrigeren Netzentgelten führen. Die

Höhe des Entgeltes ist für alle Lieferanten/Kunden gleich hoch, wird festgesetzt,

im Internet veröffentlicht und kann nicht individuell verhandelt werden. Das NNE

ist regional stark schwankend. Grund dafür ist die unterschiedliche Besiedlungs-

78

Vgl. Schumacher, Würfel (2015), S. 14. 79

Vgl. Schumacher, Würfel (2015), S. 14 f. 80

Vgl. Konstantin (2013), S. 472.

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Regel- und Ausgleichsleistung 25

dichte. Bei geringer Einwohnerdichte werden die Gesamtkosten auf weniger Ab-

nehmer verteilt, d. h. die Kosten pro Kopf steigen. Zudem ist die Anzahl/Menge

an Leitungen in ländlichen Gebieten deutlich ausgeprägter als in Städten und so-

mit die Installation und Wartung teurer.81

Die Einführung des Großhandelsmarktes für Strom schafft eine Basis für einen

funktionierenden Wettbewerb. Grundlage dafür ist eine ausreichende Transparenz

durch die Veröffentlichung von Informationen und Daten hinsichtlich von Netz-

auslastung und Kapazitäten der Kraftwerke. Dadurch kann sich ein Gleichge-

wichtspreis einstellen, der den Markt gut beschreibt.

3.2 Ausgleichsenergie

Die in Deutschland vorliegende Systemregelung ist durch das EnWG als Gemein-

schaftsaufgabe bestimmt. Die ÜNB übernehmen die Systemverantwortung inner-

halb ihrer Regelzone für die Netznutzer. Die dabei entstehenden Kosten dürfen an

die Nutzer weiterverrechnet werden.82

Um die Kosten verursachungsgerecht und transparent auf die Netznutzer zu ver-

rechnen, werden innerhalb einer Regelzone Bilanzkreise gebildet, die alle Ein-

speisungen und Entnahmen ihrer Stromversorger und Verbraucher abbilden. Für

jeden Bilanzkreis gibt es einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV), der als

Schnittstelle zwischen den ÜNB und den Netznutzern fungiert. Ihm obliegt die

Aufgabe einer ausgeglichenen Bilanzierung zwischen Einspeise- und Entnahme-

menge. Hierfür muss er im Vorfeld so genannte Fahrpläne an den Bilanzkoordina-

tor des Übertragungsnetzes liefern. Nach Abschluss eines Liefermonats stellt der

verantwortliche ÜNB für die Bilanzkreise seiner Regelzone ein Bilanzierungs-

gleichgewicht auf Basis der viertelstündlichen Bilanzperiode auf. Der BKV trägt

somit ein hohes wirtschaftliches Risiko für den Bilanzkreis.83

Da es im täglichen Betrieb zu Prognosefehlern kommt, entstehen Abweichungen

in Form eines unterspeisten oder überspeisten Bilanzkreises. Man spricht von ei-

nem unterspeisten Bilanzkreises, wenn er Ausgleichsenergie aus dem System be-

81

Vgl. Schumacher, Würfel (2015), S. 14 f. 82

Vgl. Nailis (2006), S. 56 ff. 83

Vgl. Konstantin (2013), S. 465.; Vgl. TransmissionCode (2007), S. 73.

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Regel- und Ausgleichsleistung 26

zieht und überspeisten Bilanzkreises, wenn Ausgleichsenergie in das System ein-

gespeist wird. Durch Aufsummieren der Ungleichgewichte aller Bilanzkreise in

einer Regelzone erhält man das Bilanzungleichgewicht der Regelzone. Dieses

Ungleichgewicht der Regelzone wird vom ÜNB durch Regelleistung ausgegli-

chen.84

Weichen die prognostizierten von den tatsächlichen Werten einer Regelzone ab,

kann zuerst eine andere Regelzone versuchen diese Differenz ausgleichen. Durch

die Einführung des NRV reduziert sich der Bedarf an Regelleistung weiter, da

Schwankungen gegenseitig kompensiert werden können85

. Besteht weiterhin ein

Ungleichgewicht zwischen Einspeisung und Abnahme, so entsteht ein Regelzo-

nensaldo, welches durch Regelleistung ausgeglichen werden muss. Der Einsatz

von Regelleistung dient der Frequenzhaltung86

. Ökonomisch gesehen hat jedoch

ein anderer Erzeuger zu dem Ausgleich beigetragen, als durch den Fahrplan fest-

gelegt. Diese Differenz wird dem Verursacher des Ungleichgewichts in Form von

Ausgleichsenergie berechnet. Die Regelleistung ist somit der Ausgleich des phy-

sischen Stromflusses zur Aufrechterhaltung der Netzfrequenz. Die Ausgleichs-

energie stellt die bilanzielle Verrechnung der Regelleistung dar und ist die Umla-

ge der Abrufkosten für die Regelleistung.87

3.2.1 Bestimmung von Ausgleichsenergiemengen

Im Rahmen der Strommarktliberalisierung wurden Regelungen von der Bundes-

netzagentur eingeführt, um eine einheitliche Bilanzkreisführung zu schaffen. Hier-

für gibt es standardisierte Verträge, die zwischen dem ÜNB und den BKV ge-

schlossen werden, welche die Rechten und Pflichten der Vertragsparteien regeln.

Für die reibungsfreie bilanzielle Abrechnung der Ausgleichsenergie gelten die

„Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom“ (MaBis).88

84

Vgl. Consentec (2014), S. 6. 85

Vgl. Consentec (2014), S. 16. 86

Vgl. Konstantin (2013), S. 471. 87

Vgl. Nailis (2006), S. 56 f. 88

Vgl. TransnetBW – MaBiS.

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Regel- und Ausgleichsleistung 27

Die MaBis regeln den erforderlichen Informationsaustausch zwischen den beteili-

gen Marktrollen, Mitwirkungspflichten und Fristen. Die wesentlichen Schritte des

Geschäftsprozesses sind nachfolgend genannt:89

1. Alle Austauschgeschäfte eines BKV mit anderen Bilanzkreisen müssen

dem Verantwortlichen ÜNB, im Folgenden Bilanzkoordinator (BIKO) ge-

nannt, mitgeteilt werden. Diese Austauschmitteilung, welche auch Fahr-

plan genannt wird, erfolgt auf elektronischen Weg automatisch. Dieser be-

inhaltet die Ein- und Auspreiseorte, die Strommengen und die Netznut-

zungszeit, für jede Viertelstunde die eingespeiste oder entnommene, sowie

die unter den Bilanzkreisen ausgetauschte Leistung90

.

2. Alle Netzbetreiber einer Regelzone erfassen von den Einspeisern und Ver-

brauchern, welche an ihr Netz angeschlossen sind entweder die viertel-

stündlichen Zählwerte oder, bei der Bilanzierung von Kleinkunden ohne

registrierende Lastgangmessung, standardisierte Lastprofile. Danach wer-

den in jedem Bilanzkreis die Einspeisungen und der Verbrauch getrennt

aufsummiert und für jeden Liefermonat dem BIKO übergeben.

Bis zum 29. Werktag nach dem Liefermonat kann diese bilanzkreisscharfe

Zeitreihe abgestimmt werden. Auf Grundlage dieser Daten erstellt der BI-

KO die Bilanzkreisabrechnung. Diese muss bis 42. Werktag nach dem

Liefermonat erstellt werden91

.

3. Notwendige Korrekturen der Bilanzkreisdaten können bis zu acht Monate

nach dem Liefermonat mittels Korrekturabrechnung erfolgen.

4. Die Energiesalden, welche zur Berechnung des Ausgleichsenergiepreises

dienen, müssen dem BKV vom ÜNB bis zum 20. Werktag nach dem Lie-

fermonat elektronisch übermittelt werden92

Die auf die Mengenbestimmung folgende Erstellung der Abrechnung wird dabei

immer vom ÜNB erstellt, unabhängig von der Richtung des Zahlungsstroms.93

89

Vgl. Consentec (2014), S. 36 f. 90

Vgl. Wawer (2007), S. 21. 91

Vgl. MaBiS 2.0, S. 122. 92

Vgl. MaBiS 2.0, S. 133. 93

Vgl. Consentec (2014), S. 37.

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Regel- und Ausgleichsleistung 28

3.2.2 Bestimmung des Ausgleichsenergiepreises reBAP und dessen Bedeutung

Nach der Bestimmung der Ausgleichenergiemengen, rechnet der ÜNB die in An-

spruch genommene Ausgleichsenergie mit dem BKV ab. Die Bundesnetzagentur

schreibt seit 2012 im Rahmen des Netzregelverbunds einen bundesweit einheitli-

chen Preis, den „regelzonenübergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsener-

giepreis“ (reBAP) vor, mit dem die Ausgleichsenergie verrechnet wird. Mit dem

reBAP werden die Kosten verrechnet, welche den ÜNB durch den Einsatz von

Regelenergie im jeweilig viertelstündigen Abrechnungszeitraum entstehen und

von den ÜNB veröffentlicht94

. Eine Preisdifferenzierung nach der Ursache des

Ausgleichsenergiebedarfs wird dabei nicht vorgenommen95

.

Nach § 8 Abs. 2 StromNZV ist der reBAP symmetrisch anzuwenden, also gleich-

ermaßen für die Einspeisung eines überspeisten Bilanzkreises in das System (ne-

gative Ausgleichsenergie) oder für die Entnahme eines unterspeisten Bilanzkrei-

ses (positive Ausgleichsenergie).96

Der Ausgleichspreis berechnet sich wie folgt:

𝑟𝑒𝐵𝐴𝑃 =𝑆𝑢𝑚𝑚𝑒 𝐾𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛 𝑁𝑅𝑉 − 𝑆𝑢𝑚𝑚𝑒 𝐸𝑟𝑙ö𝑠𝑒 𝑁𝑅𝑉

𝑁𝑅𝑉 − 𝑆𝑎𝑙𝑑𝑜 [

𝑀𝑊ℎ]

Der NRV-Saldo ergibt sich aus der Differenz zwischen eingesetzt positiver und

eingesetzt negativer Regelleistung. Der NRV-Saldo ist positiv, wenn die Regelzo-

nen in Summe unterspeist und negativ die Regelzonen überspeist sind. Daher

kann auch der reBAP sowohl positive als auch negative Werte annehmen.97

Dabei auftretende starke Schwankung kann einerseits durch die verschiedenen

Preise der Regelqualitäten sowie anderseits durch ergriffene Zusatzmaßnahmen

für den Bilanzausgleich erklärt werden. Bei Betrachtung des Ausgleichsenergie-

preises, muss immer die Kosten- und Mengenentwicklung der Regelenergie be-

94

Vgl. Internetseiten der ÜNB, wie TransnetBW u.a. 95

Vgl. Consentec (2014), S. 42. 96

Vgl. StromNZV 97

Vgl. Modellbeschreibung reBAP, S. 1.

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Regel- und Ausgleichsleistung 29

rücksichtigt werden. Die höchsten Preise für Ausgleichsenergie treten dann auf

wenn rein zufällige Schwankungen gegenüber den Prognosewerten auftreten.98

Hinsichtlich des Vorzeichens gibt der reBAP die Zahlungsrichtung zwischen

ÜNB und dem BK wieder. Dabei gibt es vier mögliche Fälle99

:

reBAP positiv und BK-Saldo unterdeckt BKV zahlt an ÜNB

reBAP positiv und BK-Saldo überdeckt ÜNB zahlt an BKV

reBAP negativ und BK-Saldo unterdeckt ÜNB zahlt an BKV

reBAP negativ und BK-Saldo überdeckt BKV zahlt an ÜNB

Um Anreize auf Spekulation mit den Ausgleichsenergiepreisen zu vermeiden,

beschloss die Bundesnetzagentur, dass für den reBAP Schwellenwerte eingehalten

werden müssen. Hierdurch werden die Anreize auf Spekulation von Preisdifferen-

zen und somit die gezielte Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie durch BKV

entgegengewirkt. Dieser Beschluss schafft für den BKV den Anreiz einer guten

Prognose und zur Systemstabilisierung.100

Bei Überspeisung wird die Obergrenze für den reBAP durch stündlich durch-

schnittliche und mengengewichtete Intraday-Spotmarktpreise der deutschen

Strombörse gebildet. Im Falle der Unterspeisung gilt für die Untergrenze der Int-

raday-Sportmarktpreis der deutschen Strombörse. Eine weitere Auflage der Bun-

desnetzagentur kommt hinzu, wenn mehr als 80 Prozent eingesetzter Regelleis-

tung innerhalb einer Viertelstunde in Anspruch genommen wird. Dann wird dem

Bilanzkreis bei Überspeisung ein Abschlag, sowie bei Unterspeisung ein Zuschlag

von 50 Prozent auf den reBAP, mindestens jedoch 100 €/MWh, berechnet.101

Der Berechnungsprozess sieht vor, dass jeder der vier ÜNB mit seinen Regelleis-

tungsanbietern abrechnet und die Informationen über resultierende Kosten und

Energiemengen gegenseitig vollständig zur Verfügung stellt. Ergänzend werden

auch die Daten der Abrechnung, die im Rahmen der IGCC entstanden sind, ge-

genseitig und vollständig zur Verfügung gestellt. Mithilfe der viertelstündlichen

Regelenergiegeboten ist jeder ÜNB dazu in der Lage den reBAP zu berechnen.

98

Vgl. Consentec (2014), S. 39ff. 99

Vgl. Modellbeschreibung reBAP, S. 1. 100

Vgl. Consentec (2014), S. 38 f. 101

Vgl. Bundesnetzagentur (2012), S. 1.

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Regel- und Ausgleichsleistung 30

Dabei übernimmt ein ÜNB die Berechnung federführend und die drei anderen

vergleichen ihre Berechnungen damit. Sollte es nach der Abstimmung dieser

Rechnung zu einem Korrekturbedarf kommen, veröffentlicht jeder ÜNB die Be-

rechnung des reBAP im Internet, um die Qualität der Berechnung sicherzustellen.

Ursache für unterschiedliche Ergebnisse ist in der Regel die Verwendung unter-

schiedlicher Berechnungsmethoden. Sind nachträglich Änderungen vorzunehmen,

können diese im Folgemonat als Zu- oder Abschlag berücksichtigt werden. Diese

begrenzen sich auf 3 Prozent der im Folgemonat anfallenden Regelarbeitskosten

bzw. maximal auf eine Zu- oder Abschlag von 3 €/MWh. Verbleibende Kosten

werden nach gleichem Muster auf die Folgemonate verteilt. 102

Die Vorteile des Systems von Regel- und Ausgleichsenergie liegen zum einen in

der Kostensenkung durch den Wegfall der Echtzeiterfassung von jedem Kunden.

Zum anderen müssen die Stromanbieter keine eigene Regelleistung vorhalten, da

der Ausgleich über das Verbundnetz erfolgt. Die Ausgleichsenergiekosten nur ein

Bruchteil der Kosten dar, welche bei eigener Vorhaltung anfallen würden. Auch

wenn die Ausgleichsenergiekosten weit über dem üblichen Börsenpreise für

Strom liegen.103

Durch nationale und internationale Zusammenarbeit bei der Bereitstellung von

Regelleistung, können zusätzliche Einsparungen erzielt werden. Der Durchmi-

schungseffekt bei größerem Kundenstamm hat somit weitere Kostenvorteile. Au-

ßerdem kompensieren sich Kosten und Erlöse durch ständig wechselnde Inan-

spruchnahme von Ausgleichsenergie. Im langfristigen Durchschnitt trägt jeder

Bilanzkreisverantwortliche tatsächlich nur ein Teil des Saldos der Regelleistungs-

kosten des ÜNB.104

102

Vgl. reBAP Berechnung (2013), S. 1 ff. 103

Vgl. Maubach (2014), S. 63 f.; Vgl. Consentec (2014), S. 41. 104

Vgl. Consentec (2014), S. 41 f.

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Zusammenfassung 31

4 Zusammenfassung

In Deutschland sind vier Übertragungsnetzbetreiber für die Aufrechterhaltung der

Netzfrequenz und somit für den funktionsfähigen Netzbetrieb verantwortlich. Sie

agieren zusammen in einem Netzverbund und haben die Aufgabe der Strombereit-

stellung, des Netzausbaus, sowie Systemdienstleistungen, wie u. a. Leistungs-

Frequenz-Regelung. Die ÜNB müssen somit sicherstellen, dass ein ständiger Ab-

gleich zwischen Einspeise- und Ausspeisestrommenge erfolgt, um bei Abwei-

chungen durch Bereitstellung von Regelleistung reagieren zu können. Für den

Ausgleich benötigen die ÜNB drei verschiedene Regelleistungsarten (PRL, SRL,

MRL), die sich hinsichtlich ihres Abrufprinzips, ihrer zeitlichen Aktivierung und

ihrer Abrechnung unterscheiden.

Zur Bestimmung der Kraftwerke, die dem Netz zugeschaltet werden und Strom

einspeisen, wird das Merit-Order-Modell herangezogen. Dabei werden die Grenz-

kosten, bestehend u. a. aus den Energieträgerkosten oder des Wirkungsgrades, der

Kraftwerke in aufsteigender Reihenfolge ihrer Leistung nach gestaffelt. Das

Grenzkraftwerk, welches als teuerstes Kraftwerk zur Befriedigung der Stromnach-

frage benötigt wird, setzt den Strompreis in Höhe dessen Grenzkosten fest.

Die Regelleistung wird seit der Liberalisierung des Strommarktes von den ÜNB

gemeinsam ausgeschrieben. Stromerzeuger müssen ein Präqualifizierungsverfah-

ren durchlaufen und können sich erst dann an der Ausschreibung für die Regel-

leistung teilnehmen. Die Vergabe der benötigten Regelleistung erfolgt über eine

Auktion, wobei die potentiellen Erzeuger ihr Gebot abgeben müssen. Je nach Re-

gelleistungsart erfolgt die Gebotsabgabe auf Basis des Leistungs- oder des Ar-

beitspreises.

Da es nur eine Stromnetzstruktur in Deutschland gibt, haben die ÜNB eine Mo-

nopolstellung auf dem Strommarkt. Diese wird beispielsweise durch die Be-

schränkung der Netznutzungsentgelte reguliert. Netznutzungsentgelte stellen die

Kosten, u. a. für den Ausbau und die Wartung der Netzleitungen dar, welche von

den ÜNB von den Stromlieferanten für die Nutzung der Leitungen erhoben wer-

den. Zur Anreizregulierung werden diese NNE behördlich bestimmt und die Höhe

orientiert sich an dem effizientesten Kraftwerk. D. h., je günstiger ein Erzeuger

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Zusammenfassung 32

Strom bereitstellen kann, desto höher ist sein Gewinn. Dadurch wird ein Anreiz

für andere Kraftwerke geschaffen, effizienter und somit kostengünstiger Strom

bereitzustellen.

Die Kosten, die dem ÜNB durch den Einsatz von Regelleistung entstehen, werden

über den Ausgleichsenergiepreis an die Nutzer weitergegeben. Um diese verursa-

chungsgerecht zu verrechnen, werden innerhalb der Regelzonen Bilanzkreise ge-

bildet. Hier ist der BKV für die Bilanzierung der Einspeisemengen und der Ent-

nahmemengen ihrer angeschlossenen Stromlieferanten und Stromkunden verant-

wortlich. Die Stromlieferanten und die Stromkunden erstellen Fahrpläne, die für

jede Viertelstunde die Einspeisemengen und den Verbrauch prognostizieren. Der

BKV trägt die Verantwortung das Verhältnis von Einspeisung und Verbrauch

möglichst ausgeglichen zu halten. Durch externe Einflüsse schwanken die Prog-

nosewerte immer etwas, so dass es zu Bilanzungleichgewichten der Bilanzkreise

kommt. Summiert man alle Bilanzungleichgewichte der einzelnen Bilanzkreise

auf, so erhält man das Bilanzungleichgewicht der Regelzonen. Dieses Ungleich-

gewicht entspricht der vom ÜNB zur Leistungs-Frequenz-Regelung eingesetzten

Regelleistung. Der bilanzielle Ausgleich erfolgt über die Abrechnung der Aus-

gleichenergie.

Dazu werden, unter Berücksichtigung der MaBiS, die Ausgleichsenergiemengen

bestimmt. Die MaBiS sorgen mit Vorschriften zur formalen, gegenseitigen Infor-

mationsbereitstellung zwischen den beteiligten Institutionen für mehr Transparenz

und macht gestaltet diesen Vorgang nachvollziehbar. Nach der Bestimmung der

Mengen kann der reBAP berechnet werden. Je nach Prognosegenauigkeit und

eingesetzter Reservequalität kann der Ausgleichenergiepreis weit über den Bör-

senpreise liegen. Um die dadurch eventuelle Spekulation mit Ausgleichsenergie-

preisen zu vermeiden wurde vom der Bundesnetzagentur reBAP Schwellenwerte

festgelegt.

Durch den Zusammenschluss der ÜNB zum NRV wird Regelleistung im ganzen

UCTE-Gebiet ausgetauscht. Somit brauchen die einzelnen Stromanbieter ihren

Kunden keine eigene Regelleistung vorzuhalten und gegenseitige Abrufe, verbes-

sern die einst ineffiziente Regelleistungsnutzung.

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Ehrenwörtliche Erklärung

Name: Rokita Studiengang: Wi.-MB

Vorname: Tim Mtk.-Nr.: 369986

Geb.-Ort: Kirchheimbolanden Geb.-Datum: 01.05.1988

„Ich erkläre hiermit ehrenwörtlich, dass ich die vorliegende Seminararbeit selbständig ange-

fertigt habe; die aus fremden Quellen direkt oder indirekt übernommenen Gedanken sind als

solche kenntlich gemacht. Die Arbeit wurde bisher keiner anderen Prüfungsbehörde vorgelegt

und auch noch nicht veröffentlicht. Ich bin mir bewusst, dass eine unwahre Erklärung rechtli-

che Folgen haben wird.“

Kaiserslautern, den 30.04.15

Ort, Datum Unterschrift

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Ehrenwörtliche Erklärung

Name: Spanier Studiengang: Wi.-MB

Vorname: Miriam Mtk.-Nr.: 377927

Geb.-Ort: Bernkastel-Kues Geb.-Datum: 30.01.1992

„Ich erkläre hiermit ehrenwörtlich, dass ich die vorliegende Seminararbeit selbständig ange-

fertigt habe; die aus fremden Quellen direkt oder indirekt übernommenen Gedanken sind als

solche kenntlich gemacht. Die Arbeit wurde bisher keiner anderen Prüfungsbehörde vorgelegt

und auch noch nicht veröffentlicht. Ich bin mir bewusst, dass eine unwahre Erklärung rechtli-

che Folgen haben wird.“

Kaiserslautern, den 30.04.15

Ort, Datum Unterschrift