Schlagwort: Regelenergie

Welche Erlöse bietet der Regelenergiemarkt?

von Marianne Diem, Januar 2017
Analyse Regelpreise

Wie funktioniert der Markt für Regelleistung, über den der Übertragungsnetzbetreiber Flexibilitäten zur Netzstabilisierung beschafft? Wie haben sich die Preisstrukturen dort entwickelt und mit welchen Erlösen kann man dort realistischerweise rechnen?

Populäre Visionen von virtuellen Kraftwerken, Smart Grids und Elektromobilität sehen auch die kleinsten dezentralen Erzeugungsanlagen bis hin zum Privatkunden und der Batterie des Elektroautos in der Rolle, das Übertragungsnetz zu stabilisieren.

IT-technische Steuerungssysteme sollen dabei Sorge tragen, dass minimale Flexibilitäten intelligent zusammengeführt werden, so dass das Netz stabil bleibt, ohne dass die angeschlossenen Verbraucher Komforteinbußen erleiden müssen. Auch die angebotsabhängige, bedarfsunabhängige Bereitstellung von Strom aus erneuerbaren Energien und die Besitzstände der Betreiber bleiben dann – so das Wunschszenario – unangetastet.

 

Ein oberflächlicher Blick auf Niveau und Entwicklung der Regelenergiepreise, die die Höhe möglicher Erlöse aus der Bereitstellung von Flexibilität bestimmen, kann jedoch bei konkreten Businesscases schnell für Ernüchterung sorgen.

Systemstabilität

Aufgabe der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist es, das Übertragungsnetz stabil zu halten. Hierzu muss die Frequenz des Wechselstroms in einem engen Korridor um den Sollwert 50 Hz gehalten werden.

Hertzfrequenz Swiss Grid
Frequenz Swiss Grid (Daten Swiss Grid)

Weicht die Frequenz zu stark vom Sollwert ab, nehmen Kraftwerksturbinen und viele Industrieanlagen Schaden. Sie gehen somit bei Erreichen eines kritischen Wertes automatisch vom Netz. Das Netz wird schwarz.

Der Markt für Regelleistung

Damit dies nicht passiert, muss von den Übertragungsnetzbetreibern das Leistungsgleichgewicht zwischen Stromerzeugung und ‑abnahme in ihrer Regelzone in jedem Moment aufrecht erhalten werden.

 

Zu diesem Zweck beschaffen die ÜNB über eine gemeinsame Ausschreibungsplattform sogenannte Regelleistung.

 

Es wird sowohl positive Regelleistung (auf Anforderung zusätzliche Einspeiseleistung bereitstellen) und negative Regelleistung (auf Anforderung zusätzliche Last bereitstellen) benötigt.

 

Marktdesign physischer Ausgleich ÜNB

 

Regelleistung gibt es in verschiedenen Qualitäten:

  • Minutenreserveleistung
  • Sekundärregelleistung und
  • Primärreserveleistung

Die Qualitäten unterscheiden sich darin, wie schnell die geforderte Leistung nach Aufruf aktiviert werden kann. Primärreserve wird sofort automatisch aktiviert, Minutenreserve erst binnen 15 Minuten.

kraftwerksvermarktung-regelleistungAuch der Aufrufprozess unterscheidet sich:

  • Primärreserve wird automatisch bei Sollwertabweichung aktiviert
  • Sekundärreserve wird automatisch durch den ÜNB abgerufen
  • Minutenreserve wird manuell durch den ÜNB aufgerufen

Dabei löst jeweils die langsamer aktivierbare Reserve die schneller aktivierbare Reserve ab, damit letztere wieder für neue Störfälle zur Verfügung steht:

 

Reserveaktivierung_Regelleistung

Präqualifizierung

Für die Teilnahme an der Regelenergieausschreibung und die Bereitstellung von Regelleistung ist eine Präqualifizierung erforderlich.

 

Im Rahmen der Präqualifizierung wird der Nachweis erbracht, dass bei Aufruf tatsächlich die erforderliche Leistungsänderung zuverlässig bereitgestellt werden kann. Weiterhin ist auch die zuverlässige Datenübertragung im Rahmen des Aufrufs und die Gewährleistung der IT-Sicherheit hierbei Gegenstand der Prüfung. Anforderungen an die Präqualifikation und viele andere Informationen finden sich auf der Regelleistung.net – Seite der Übertragungsnetzbetreiber. Für die Präqualifizierung und die Ausschreibung sind außer der oben genannten Primär-, Sekundär- und Minutenreserve auch die Reservekontrakte

  • Sofort abschaltbare Lasten (SOL) und
  • Schnell abschaltbare Lasten (SNL)

zugelassen. Jeweils 1.000 MW Regelleistung werden monatlich durch den ÜNB in diesen Kontrakten beschafft.

Wesentlicher Inhalt der Präqualifikation ist der technische Nachweis, dass ein vorgegebenes Profil abgefahren werden kann. Hierfür wird ein Musterprofil vorgegeben.

 

Minutenreserve muss binnen 15 Minuten verfügbar sein. Hierzu wird das folgende Musterprofil nachgewiesen.

Minutenreserve Musterprofil

Bei Sekundärreserve muss die volle Leistungsänderung binnen 5 Minuten verfügbar sein,

Sekundärreserve Musterprofil

bei Primärreserve sogar binnen einer halben Minute.

Primaerreserve Musterprofil

 

Über diese drei Reserveformen hinaus können die deutschen ÜNB in Ausnahmesituationen auf weitere Maßnahmen zurückgreifen. Hierzu gehört auch die Aktivierung stillstehender Kraftwerke (Kaltreserve), der Einsatz abschaltbarer Lasten oder Börsengeschäfte.

 

Minutenreserve, Sekundärreserve, Primärreserve und abschaltbare Lasten werden separat ausgeschrieben und erzielen unterschiedliche Preise. Naturgemäß ist Primärreserve im Mittel teurer als Minutenreserve. Davon abgesehen erzielt jeder Anbieter tendenziell einen anderen Preis und die erzielten Preise können weit streuen.

Bietverfahren und Preisstrukturen

Das Ausschreibungsverfahren für Regelleistung ist Pay-as-Bid, d.h. jeder Anbieter erhält bei Zuschlag den von ihm angebotenen Preis.

 

Die Gebote für Primärreserveleistung (PRL) enthalten nur einen Leistungspreis, Gebote für Sekundärreserveleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) einen Arbeitspreis und einen Leistungspreis. Der Leistungspreis entschädigt den Anbieter dafür, dass er die angebotene Leistungsänderung bereithält und somit beispielsweise nicht die volle Kapazität seines Kraftwerks an den Energiemärkten vermarktet. Die Arbeitspreiskomponente entschädigt den Anbieter bei Aufruf für die Kosten der Produktion bzw. für das Abfahren des Kraftwerks oder die Lastbereitstellung. Arbeitspreise für den Abruf negativer Regelleistung können sowohl vom Netzbetreiber an den Anbieter wie auch umgekehrt gezahlt werden. Dies bedeutet, dass auf Abruf abgenommenen Strom teilweise durch den Abnehmer noch geringfügig vergütet wird, teilweise muss der Abnehmer bereits für die Abnahme entschädigt werden.

 

Zusammengefasst sehen die Ausschreibungsmodalitäten wie folgt aus:

 

PRL SRL MRL
Ausschreibungsfrequenz wöchentlich wöchentlich täglich
Ausschreibungszeitpunkt dienstags in der Vorwoche mittwochs in der Vorwoche Mo-Fr am Vortag
Lieferrichtung symmetrischer Kontrakt (positive und negative Reserve) separate Ausschreibung positiver und negativer Reserve
Lieferzeitraum Wochenkontrakt zwei Wochenkontrakte: HT(=Peak) und NT(= Offpeak) sechs 4-Stundenblöcke (z.B. POS_00_04: Lieferung positiver Reserve von 0-4 Uhr)
Mindestgröße 1 MW 5 MW 5 MW (Abgabe von Blockgeboten bis 25 MW möglich)
Angebotsgranularität 1 MW 1 MW 1 MW

Die Zuschlagserteilung für die benötigte Bereitstellung von Regelleistung erfolgt durch die ÜNB zunächst nach dem Leistungspreis. Die Anbieter, die den Zuschlag erhalten haben, werden bei tatsächlichem Regelleistungsbedarf in der Reihenfolge des angebotenen Arbeitspreises aufgerufen.

 

Die Mindestgrößen wie auch die geforderte sichere Bereitstellung abgerufener Leistung führen dazu, dass kleinere Marktteilnehmer gewöhnlich indirekt über sogenannte Regelenergiepools am Minuten- und Sekundärreservemarkt teilnehmen. Dies sind Aggregatoren, die Flexibilitäten vieler kleiner Anbieter zu einem virtuellen Kraftwerk bündeln, das dann am Regelenergiemarkt teilnimmt. Dies erfordert eine zuverlässige IT-Infrastruktur für den koordinierten Abruf, die ebenfalls Gegenstand der Präqualifizierung ist. Große Regelenergiepools sind Kritische Infrastrukturen im Sinne des IT-Sicherheitsgesetzes.

 

Historische Angebotsdaten, Zuschlagserteilung und abgerufene Arbeit können auf der Plattform Regelleistung.net im Detail abgerufen werden. Somit lassen sich auch statistische Aussagen zu erzielbaren Erlösen treffen, was wir im Folgenden tun möchten.

 

Wie bereits erläutert, setzen sich die Erlöse am Minuten- und am Sekundärmarkt aus Leistungspreiserlösen und Arbeitspreiserlösen zusammen, während am Primärmarkt nur die zur Verfügung gestellte Leistung vergütet wird. Im Folgenden gehen wir anhand der Daten auf Regelleistung.net für das Jahr 2016 auf die folgenden Erlösquellen ein:

Leistungspreiserlöse MRL

Wie in der obigen Tabelle dargestellt, erfolgt die Ausschreibung für die Minutenreserve für Blöcke à 4 Stunden getrennt nach positiver und negativer Reserveleistung. Die folgenden Graphiken zeigen für jeden Tag des Jahres 2016 die Leistungspreise, die bezuschlagte Anbieter im Mittel erzielt haben (blau), und welche maximalen Leistungspreise am jeweiligen Tag erzielt wurden (rot), wiederum getrennt nach negativer und positiver Reserveleistung.

Leistungspreise MRL NEGATIV

 

Im Mittel wurde von den Anbietern negativer Minutenreserve somit ein Leistungspreis von 2,99 €/MW erzielt, wobei dies je nach Kontrakt und Tag stark unterschiedlich ausfällt. Die maximal erzielten Preise schwanken mit in der Spitze bis zu 109 €/MW deutlich mehr als die mittleren Preise, bleiben aber im Jahresdurchschnitt für negative Minutenreserve ebenfalls bei relativ moderaten 9,85 €/MW.

 

Leistungspreise MRL positiv

Bei Leistungspreisen für positive Minutenreserve ist eine noch extremere Schwankung sichtbar. In der Spitze wurde am 14. Juni ein Wert von 989 €/MW erreicht (in der Graphik abgeschnitten). Der mittlere erzielte Leistungspreis pro Tag lag im Durchschnitt bei 4,05 €/MW, der maximale Leistungspreis pro Tag im Durchschnitt bei 16,31 €/MW.

 

Relevant ist  insbesondere der maximal bezuschlagte Preis für jeden individuellen Kontrakt. Er stellt den Kontraktpreis dar, der für einen einzelnen Anbieter theoretisch in der jeweiligen Ausschreibung erzielbar gewesen wäre, wenn sich alle anderen Anbieter unverändert verhalten hätten.

 

In der folgenden Tabelle werden für alle Kontraktarten die Jahresmittel für den maximalen und mittleren täglichen bezugschlagten Leistungspreis angegeben:

 

Kontrakt mittlerer
Tagespreis
maximaler
Tagespreis
NEG_00_04 4,76 7,71
NEG_04_08 4,57 7,39
NEG_08_12 1,95 3,24
NEG_12_16 3,34 5,54
NEG_16_20 1,86 3,14
NEG_20_24 1,70 2,92
POS_00_04 1,30 2,18
POS_04_08 4,01 8,58
POS_08_12 5,84 9,69
POS_12_16 2,80 4,61
POS_16_20 6,44 10,13
POS_20_24 3,90 6,30

 

Anhand des täglich maximal bezuschlagten Leistungspreises (rot) je Kontrakt kann ermittelt werden, welche Zuschlagsquote für einen gegebenen Angebotspreis (blau) zu erwarten gewesen wäre:

Leistungspreis-Erlöse NEG_00_04

 

Zum Beispiel hätte ein Anbieter auf den Kontrakt NEG_00_04 mit einem Gebot in Höhe des mittleren erzielten Tagespreises in Höhe von 4,75 €/MW an 146 Tagen einen Zuschlag erhalten und hiermit 693,5 €/MW im betrachteten Jahr aus der Bereitstellung negativer Regelleistung gemäß dem Kontrakt NEG_00_04 erlöst. Mit einem Preis von 12 €/MWh war die Zuschlagswahrscheinlichkeit zwar mit 63 Tagen deutlich geringer, die Erlöse hätten jedoch mit 762 €/MW etwas höher gelegen.

 

Wie die Graphik nahelegt, führt eine kurzfristige Anpassung des Gebotspreises zu noch höheren Erlösen. Ein Gebot in Höhe von 2/3 des Vortagesmaximums hätte beispielsweise zu Erlösen von gut 1000 €/MW geführt. Der nächste Schritt wäre somit, kurzfristige Prognoseverfahren (Filter) auf das Problem anzuwenden.

 

Derselbe Anbieter kann weiterhin auch auf die anderen 5 Kontrakte (Zeitfenster) für negative Reserve bieten und möglicherweise gleichzeitig positive Reserve anbieten. Trotzdem sind die möglichen Erlöse aus Leistungspreisen für Minutenreserve eher begrenzt.

Arbeitspreis-Erlöse MRL

Eine weitere Erlösquelle können Arbeitspreise darstellen. Viele Anbieter setzen den Arbeitspreis auf Null, andere sind vorrangig an Erlösen aus dem Leistungspreis interessiert und setzen prohibitive Arbeitspreise. Letzteres führt zu einem starken Anstieg der Angebotskurve für Regelenergiearbeit am hinteren Ende mit Preisen, die sehr selten abgerufen werden. Nur bei sehr hohem Bedarf an Regelenergiearbeit werden solche Angebote mit hohen Arbeitspreisen in Anspruch genommen. Durch die Pay-as-Bid-Regelung werden sie nur für die letzten MW bezahlt. Die Durchschnittskosten für die Regelenergiearbeit bleiben trotzdem moderat.

 

Hier die Angebotskurve für NEG_00_04 am 01.01.2016:

Angebotskurve Regelenergiearbeit

Man sieht, dass an diesem Tag keine negativen Preise eingestellt wurden.

 

Möchte man wissen, zu welchen Preisen tatsächlich Arbeit aufgerufen wurde, so muss die ebenfalls bei Regelleistung.net verfügbare abgerufene Leistung (Nachfrage) gegen die zum jeweiligen Zeitpunkt geltende Angebotskurve gelegt werden. So lässt sich pro Viertelstunde ein mittlerer aufgerufener Arbeitspreis und ein Grenzpreis ermitteln. Für negative abgerufene Regelleistung (grau) sehen die maximal (rot) und durchschnittlich (blau) erzielten Arbeitspreise wie folgt aus:

 

abgerufene negative Arbeit MRL

 

Negative Minutenreserve wird nur gelegentlich abgerufen. Wenn ein Abruf erfolgt, ist der durchschnittliche Arbeitspreis in der Regel positiv. Nur an einem einzigen Tag im November war der Arbeitspreis leicht negativ (grüner Kreis). Nur an diesem Tag hat der Netzbetreiber also Geld für den abgenommenen Strom erlöst. Die Kosten pro abgerufene MW sind im Mittel 17,25 €/MW. Der maximale abgerufene Preis bei Aufruf liegt im Mittel bei 26 €/MW.

 

Für positive Reservearbeit sieht das Bild wie folgt aus:

Abgerufene positive Arbeit MRL

Hier liegt der mittlere erzielte Arbeispreis regelmäßig nur geringfügig unter dem maximalen erzielten Preis. Offenbar ist ein großer Teil der Marktteilnehmer recht gut darin, den Clearingpreis zu raten. Weiterhin sieht man, dass ein relativ hoher Bedarf nicht notwendig zu hohen Arbeitspreisen führt.

 

Positive Regelenergie-Arbeitspreise müssen die Grenzkosten der Erzeugung für ein Kraftwerk decken. Die optimale Bestimmung der (Mindest-)Angebotspreise ist somit eine Aufgabe im Rahmen der Einsatzoptimierung des Kraftwerks.

Erlöse aus der Primärreserve

Ähnliche Betrachtungen wie gerade gezeigt können auch für den Sekundärreservemarkt gemacht werden. Naturgemäß sind hier die möglichen Erlöse höher. Wir stellen hier als letzten Punkt den Primärreservemarkt da. Dort gibt es nur Leistungspreise. Die Graphik zeigt den maximal bezuschlagten und den mittleren Leistungspreis jeder Ausschreibungswoche. Diese letzte Darstellung hat vorrangig das Ziel, die Unterschiede im Preisniveau gegenüber dem MRL-Markt zu demonstrieren.

Leistungspreise PRL

Im Jahr 2016 hätte man hier mit einem Leistungspreis von 1900 €/MW stets einen Zuschlag erhalten. Über 52 Wochen des Jahres ergeben sich hieraus Erlöse von knapp 100 T €/MW. Somit ist dort relativ einfach ein Vielfaches der möglichen Erlöse auf dem Minutenreservemarkt erzielbar. Soll jedoch – wie dies bei den Visionen zu virtuellen Kraftwerken und Elektromobilität der Fall ist – nur eine Leistung im kW-Bereich vermarktet werden und davon noch ein Dienstleister bezahlt und eine technische Infrastruktur zur Koordinierung der Anlagen amortisiert werden, so wecken auch diese Erlöse keine Phantasien.

 

Marktdesign der Energiewirtschaft

von Marianne Diem, September 2016
Marktdesign-der-regulierten-Energiewirtschaft

Die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 änderte die Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft grundlegend. Im Folgenden werden die zentralen Mechanismen dieses lange als „Neue Welt der Energiewirtschaft“ bezeichneten Marktdesigns dargestellt.

Ziel und Herausforderung des 1998 in seinen Grundzügen geschaffenen und seither weiterentwickelten Marktdesigns ist es, einerseits durch Wettbewerb für marktgerechte Preise zu sorgen, andererseits die für Versorgungssicherheit und Systemstabilität erforderliche Koordination von Erzeugung, Verbrauch und Netz über Marktmechanismen zu erreichen. Dies geschieht im Wesentlichen durch die folgenden Mechanismen:

Die Darstellung dieser Mechanismen erfolgt im Wesentlichen am Beispiel der Stromwirtschaft. Auf Besonderheiten der Gaswirtschaft wird bei Gelegenheit hingewiesen.

Eine Herausforderung für das derzeitige Marktdesign stellt die massive Einspeisung Erneuerbarer Energien dar. Hierauf gehen wir am Ende ein.

Marktrollen der Energiewirtschaft

Das wesentliche Prinzip des Marktdesigns der regulierten Energiewirtschaft ist die Trennung von Energieerzeugung, Energiehandel und Energievertrieb einerseits und dem Netzbetrieb andererseits. Wir beginnen somit zunächst mit den Marktrollen der regulierten Energiewirtschaft.

1. Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

Übertragungsnetzbetreiber betreiben Übertragungs- bzw. Transportnetze mit Drehstrom-Hochspannungsübertragung mit einer europaweiten Netzfrequenz von 50 Hz. Der Übertragungsnetzbetreiber ist zuständig für die Systemsicherheit. Die hiermit verbundenen Aufgaben werden in den folgenden Kapiteln dargestellt.

In Deutschland gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber:

  • Tennet TSO
  • 50Hertz Transmission
  • Amprion
  • TransnetBW

Marktgebiet Regelzonen

2. Der Marktgebietsverantwortliche (MGV)

Der Marktgebietsverantwortliche eines Gas-Marktgebietes hat ähnliche Aufgaben wie der Übertragungsnetzbetreiber für ein Strom-Übertragungsnetz. Das von ihm verantwortete Marktgebiet ist ein Zusammenschluss von Fernleitungsnetzen zu einer Handelszone, in der gleiche Gas-Handelspreise gelten. In Deutschland gibt es zwei Marktgebietsverantwortliche:

  • Gaspool und
  • NetConnect

marktdesign-marktgebiete

3. Der Verteilnetzbetreiber (VNB)

Der Verteilnetzbetreiber ist ein Unternehmen, das Strom- bzw. Gasnetze zur Verteilung an Endverbraucher betreibt. Er ist verantwortlich für die Durchleitung und Verteilung von Elektrizität oder Gas sowie für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau seines Netzes. Hierfür erhält er von den Endverbrauchern Netznutzungsentgelte.

Sofern der Netzbetreiber mit diesen Aufgaben nicht andere Parteien betreut hat, ist er ebenfalls verantwortlich für:

  • die Ablesung von Geräten, welche an einer Messlokation zur Ermittlung und Übermittlung von Messwerten notwendig sind
  • den Einbau, den Betrieb und die Wartung von Geräten, die an der Messlokation für die Ermittlung und Übermittlung von Messwerten notwendig sind

Verteilnetze werden oftmals von Stadtwerken betrieben. In Deutschland gibt es 867 Stromnetzverteiler und 700 Gasnetzbetreiber.

4. Der Lieferant (LF)

Der Lieferant ist verantwortlich für die Belieferung von Marktlokationen, die Energie verbrauchen und die Abnahme der Energie von Marktlokationen, die Energie erzeugen. Lieferanten sind die Vertragspartner für den Endkunden.

Lieferanten müssen Verträge mit  den Verteilnetzbetreibern abschließen, aus deren Netzen Energie entnommen oder in deren Netze Energie eingespeist werden soll (Lieferantenrahmenvertrag). Der Lieferantenrahmenvertrag regelt den Zugang zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz.

5. Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV)

Bilanzkreise sind das Kernstück des Marktdesigns der regulierten Energiewirtschaft. Über sie wird erreicht, dass Strom und Gas einerseits wie Wertpapiere gehandelt werden können andererseits trotzdem sichergestellt werden kann, dass Einspeisung und Abnahme im Netz übereinstimmen und die Netzstabilität gewahrt bleibt. Die Funktionsweise von Bilanzkreisen und die Verantwortung des Bilanzkreisverantwortlichen werden im nächsten Kapitel erklärt.

Bilanzkreise und Bilanzkreismanagement

Ein Bilanzkreis ist ein virtuelles Energiemengenkonto für Strom und Gas. Der Bilanzkreis verbindet die virtuelle Welt des Strom- und Gashandels mit der physischen Welt der Energielieferung und der Netzstabilität. Über Bilanzkreise wird sichergestellt, dass nur genau die Energie verkauft oder geliefert wird, die zur gleichen Zeit produziert wird und dass jeder Energielieferant seinen Absatz auch exakt an den Energiemärkten oder über eigene Erzeugung beschafft hat.

Regulatorische Grundlagen des Bilanzkreismanagements sind das EnWG, die Netzzugangsverordnung Strom und Gas sowie der Leitfaden Marktprozesse für die Bilanzkreisabrechnung Strom und der Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas.

1. Bilanzkreiszuordnung

Lieferanten sind im Rahmen der Netzzugangsverträge (Lieferantenrahmenvertrag) verpflichtet, alle von ihnen versorgten Entnahme- und Einspeisepunkte einem Bilanzkreis der zugehörigen Regelzone zuzuordnen. Eine Neuzuordnung erfolgt regelmäßig, wenn ein Kunde seinen Lieferanten wechselt.

 

Marktdesign Bilanzkreis Zuordnung

Der Lieferant kann seinen Bilanzkreis als Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) selbst beim ÜNB führen. Es sind aber auch vertragliche Regelungen möglich, nach denen die Zählpunkte des Lieferanten in einen sogenannten Unterbilanzkreis z.B. eines Vorlieferanten eingebracht werden. In diesem Fall übernimmt der Vorlieferant die Rolle des Bilanzkreisverantwortlichen.

2. Bilanzkreisausgleich der BKVs

Der Bilanzkreis ist Gegenstand eines Bilanzkreisvertrages zwischen BKV und ÜNB / MGV. Im Rahmen des Bilanzkreisvertrages ist der BKV dem ÜNB / MGV verpflichtet, seinen Bilanzkreis ausgeglichen zu halten.

Um dem ÜNB / MGV nachzuweisen, dass der eigene Bilanzkreis ausgeglichen ist, muss der BKV für alle seinem Bilanzkreis zugeordneten Einspeise- und Entnahmestellen täglich eine Lastprognose erstellen. Auf Basis der Prognose ist er verpflichtet, dem Übertragungsnetzbetreiber / Marktgebietsverantwortlichen in einem regulatorisch vorgegebenen Datenaustauschprozess täglich für den Folgetag auf viertelstündlicher Basis (Strom) bzw. im Allgemeinen auf Basis von Tageswerten (Gas) alle Entnahmen, Einspeisungen und Lieferungen von und an seinen Bilanzkreis zu melden. Energiehandelsgeschäfte stellen Lieferungen von Bilanzkreis an Bilanzkreis dar.

Energieverbraucher und Energieeinspeiser, deren historische Messwerte nur in Form eines Jahreswertes vorliegen, werden auf Basis sogenannte Standardlastprofile (hierzu später) berücksichtigt.

Marktdesign-Bilanzkreis-Ausgleich

3. Physischer Ausgleich durch den ÜNB

Durch die Zuweisung aller Ein- und Ausspeisepunkte einer Regelzone zu einem Bilanzkreis und durch den Bilanzkreisausgleich der BKVs ist sichergestellt, dass die Regelzone auf Basis von Vortagesprognosen ausgeglichen ist. Tatsächlich weichen jedoch sowohl die Abnahmen der Verbraucher als auch die Einspeisung der Kraftwerke (wir beschränken uns hier auf Strom) von der Vortagesprognose ab. Ursachen hierfür sind:

  • Flukturierende Einspeisungen von Wind-.und Solaranlagen
  • zufällige Verbrauchsschwankungen
  • Kraftwerksausfälle

Abweichungen zwischen Einspeisung und Verbrauch führen zu einem Abfallen oder Ansteigen der Netzfrequenz. Wird die Abweichung von der Sollfrequenz von 50 Hz zu groß, gehen Generatoren durch Sicherheitsabschaltung vom Netz und es kommt unter Umständen zu großräumigen Stromausfällen. Somit wird die Netzfrequenz durch den Übertragungsnetzbetreiber durch Abruf flexibler Abnehmer und Einspeiser stabilisiert. Die ÜNB betreiben hierfür eine Auktionsplattform für Regelleistung, auf der Kraftwerke und auch Abnehmer auf Abruf verfügbare Flexibilitäten anbieten können. Akute Ungleichgewichte zwischen Last und Erzeugung werden somit durch Abruf von Regelleistung auf Minuten- und sogar Sekundengranularität ausgeglichen.

 

Marktdesign-physischer-Ausgleich

 

4. Bilanzkreisabrechnung und Ausgleichsenergie

Die Summe aller Bilanzkreisabweichungen ergibt die Abweichung der Regelzone. Somit lassen sich Regelzonenabweichungen und deren Kosten verursachungsgerecht zuordnen. Dies geschieht in der Bilanzkreisabrechnung. Beteiligt sind auch hier wieder ÜNB und BKV. Jedem BKV wird in jeder Viertelstunde positive oder negative Ausgleichsenergie für die tatsächliche Abweichung der Mengenbilanz seines Bilanzkreises zugewiesen:

Marktdesign-Bilanzkreis-Abrechnung

Durch den Ausgleich der Regelzone entstehen dem ÜNB in jeder Viertelstunde spezifische Kosten oder Erlöse E. War die Regelzone in einer Viertelstunde überdeckt – d.h. es wurde mehr Energie eingespeist als abgenommen – so kann es sein, dass die Energie noch zu positiven Preisen abgenommen wurde und dem ÜNB Erlöse entstanden sind. Typischerweise entstehen jedoch in jeder Richtung Kosten. Die spezifischen Kosten oder Erlöse, die dem ÜNB pro MW Abweichung in einer gegebenen Viertelstunde entstanden sind, ergeben (in etwa) den Ausgleichsenergiepreis a, der nun allen Bilanzkreisverantwortlichen für ihre Bilanzkreisabweichung in Rechnung gestellt wird. Da die Summe der Abweichungen ABi aller Bilanzkreise Bi die Abweichung der Regelzone AR ergibt, geht diese Rechnung genau auf:

E = a \cdot A_R = a \cdot  \sum_i {A_{B_i }} = \sum_i {a \cdot A_{B_i}}

Die nachfolgende Graphik zeigt den Verlauf des viertelstündlichen Ausgleichsenergiepreises in €/MWh im Mai 2015 zusammen mit einer Ganglinie geordneter Preise (rot):

Marktdesign-Ausgleichsenergiepreise

50% der Preise liegen zwischen -24 €/MWh und +62 €/MWh. Der Preisverlauf zeigt deutlich, dass bei Überdeckung der Regelzone die Abnehmer in der Regel bezahlt werden müssen – teilweise mit sehr hohen Preisen. Der nachfolgende Streugraph mit Regressionslinie zeigt, dass Ausreißer der Ausgleichsenergiepreise nur zu einem geringen Teil mit dem Regelsaldo erklärt werden können:

Marktdesign-Streugraph-Ausgleichenergiepreise
Als Regressionsgleichung ergibt sich

f(x): y = - 0,8812 + 0,0902 \cdot x

 

5. Der Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers

Nicht adressiert ist nach dem bisher Gesagten die Abweichung der Standardlastprofilkunden. Diese werden nur auf Basis eines standardisierten Profils prognostiziert und Istwerte liegen ebenfalls nur als Jahresmengen vor. Ihre tatsächliche Abweichung vom Standardlastprofil wird somit im Bilanzkreis des Lieferanten nicht sichtbar. Im Soll wie im Ist gibt es für den individuellen Abnehmer keine besseren Daten als das Standardlastprofil.

Messbar ist jedoch die aggregierte Abweichung dieser Kunden im Verteilnetz. Dem Bilanzkreis des Verteilnetzbetreibers wird diese Abweichung somit auch zugeordnet. Das bedeutet, dass die Abweichung aller Standardlastprofilkunden im Bilanzkreis der Lieferanten per definitionem Null ist. Im sogenannten Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers erscheint als Bilanzabweichung die Differenz zwischen der tatsächlichen Last aus allen Standardlastprofilkunden abzüglich der von den Lieferanten gemeldeten und beschafften Standardlastprofile. (Wir beschränken uns in dieser Darstellung auf sogenannte synthetische Lastprofile.)

Die Istlast der SLP-Kunden in einem Verteilnetz ergibt sich dabei als die Gesamtlast im Netz abzüglich aller gemessenen Lasten.

6. Besonderheiten der Gaswirtschaft

Auch in der Gaswirtschaft werden Bilanzkreise geführt und der MGV sorgt durch den Mechanismus von Regelenergie und Ausgleichsenergie für die Systemsicherheit. Durch die Speicherfähigkeit des Gasnetzes gibt es jedoch hier mehr Spielräume für eine Abweichung zwischen Einspeisung und Bedarf. Somit erfolgt die Gasbilanzierung für alle bis auf sehr große Einspeise-  und Ausspeisestellen (z.B. Kraftwerke) nur auf Tagesbasis. Weiterhin wird auch für Abnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung eine Toleranz für Abweichungen gewährt.

Dafür sind die Ausgleichsenergiepreise Gas unsymmetrisch, d.h. für eine Überdeckung des Bilanzkreises in einer gegebenen Viertelstunde wird grundsätzlich ein niedrigerer Ausgleichsenergiepreis vergütet als für eine Unterdeckung zur selben Viertelstunde. Dies führt zu Vorteilen bei der Zusammenführung von Bilanzkreisen als Unterbilanzkreise eines Rechnungsbilanzkreises. Hieraus resultiert das Geschäftsmodell der Bilanzkreiskooperation.

Weiterhin ist in der Gasbilanzierung eine Regelenergieumlage auf die allokierte Menge zu zahlen. Weitere Entgelte werden für die virtuelle Wandlung von H-Gas in L-Gas und umgekehrt berechnet (Konvertierungsentgelt). Insgesamt ist die Gasbilanzierung deutlich komplizierter als die Strombilanzierung.

7. Ergebnis

Mit dem Mechanismus des Bilanzkreismanagements ist somit erreicht, dass jeder Einspeiser oder Verbraucher und auch jede Lastabweichung einem Bilanzkreisverantwortlichen zugeordnet ist. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem ÜNB / MGV die Verantwortung, dass die erwartete Last der zugeordneten Zählpunkte nach bestem Wissen an den Handesmärkten glattgestellt wurde und übernimmt auch die finanzielle Verantwortung für die tatsächlichen Abweichungen.

Energiehandel auf Bilanzkreisebene

Auf dieser Basis können nun Strom und Gas virtuell zwischen Bilanzkreisen gehandelt und als Lieferung gebucht werden. Dies ist die Voraussetzung für den bilateralen Energiehandel und die Energiebörse. Die Fahrplananmeldung bzw. Nominierung der Handelskontrakte am Vortag der Lieferung an den ÜNB bzw den MGV im Rahmen des Bilanzkreismanagements gilt dabei im juristischen Sinne als Lieferung und Erfüllung der Kontrakte.

1. Die Standardkontrakte Base und Peak

Die wichtigsten Kontrakte im Energiehandel sind die Bandlieferungen Base und Peak. Bei einem Basekontrakt Strom oder Gas wird in jeder Viertelstunde des Lieferzeitraums dieselbe Nominalleistung geliefert.

Peakkontrakte gibt es nur im Stromhandel. Ein Peakkontrakt besteht in einer Bandlieferung Mo – Fr von 8:00 – 20:00 Uhr. Nicht-Peakzeiten werden auch als Offpeakzeiten bezeichnet. Eine Bandlieferung zu Offpeakzeiten, die sich als Differenz aus einer Baselieferung und einer Peaklieferung mit gleicher Leistung ergibt, heißt auch Offpeakkontrakt.

Wertneutraler-Hedge-Base-Peak-4Handelbare Lieferzeiträume für Base- und Peakkontrakte sind:

  • Year
  • Quarter
  • Month
  • Balance of Month (Restmonat)
  • Week
  • Weekend
  • Day

Im Gasmarkt werden zusätzlich die Saison-Kontrakte Sommer und Winter gehandelt. Eine Season beinhaltet entweder jeweils die Monate Oktober bis März (Winter-Season) oder jeweils die Monate April bis September (Sommer-Season). Die handelbare Nominalleistung beträgt in der Regel 1 MW. Der Preis wird in €/MWh auf den Cent genau quotiert.

Die genannten Kontrakte sind als Standardkontrakte für einen begrenzten Zeitraum in die Zukunft sehr liquide handelbar. Darüber hinaus werden auf den OTC-Märkten ebenfalls Preise gestellt. Jahreskontrakte werden im allgemeinen für die drei Folgejahre liquide gehandelt, Quartalskontrakte bis zu 6 Quartale in die Zukunft, Monatskontrakte bis zu 6 Monate in die Zukunft.

2. OTC-Handel versus Börsenhandel

80% des Energiehandels findet auf sogenannten OTC-Märkten statt. Der Rest wird über Energiebörsen abgewickelt. Die wichtigste Energiebörse ist die EEX. EEX-Terminkontrakte nennt man Futures. OTC-Terminkontrakte werden Forwards genannt.

OTC-Kontrakte werden bilateral zwischen zwei Marktteilnehmern abgeschlossen. Beide Parteien tragen somit auch das Kreditrisiko bei Ausfall des Kontrahenten. Zur Etablierung einer Handelsbeziehung wird in der Regel ein Rahmenvertrag abgeschlossen, in dem alle wesentlichen Rahmenbedingungen wie Zahlungsfristen, Netting, Prozess bei Ausfall eines Handelspartners usw. geregelt werden (siehe hierzu auch den Artikel Kreditrisiko im Energiehandel). Hierfür hat die European Federation of Energy Traders (EFET) einen Standardvertrag (EFET-Vertrag) entwickelt, über den der größte Teil des OTC-Handels abgewickelt wird. Base- und Peaklieferungen nach EFET resultieren in einer physischen Lieferung zum Vertragspreis (physische Lieferung heißt Fahrplananmeldung / Nominierung des Bilanzkreistransfers) und in einer Zahlung zum 20ten des Folgemonats. Zwischen Vertragsabschluss und Lieferungsbeginn fließen keine Zahlungen.

Die Kontrakte der EEX sehen ähnlich aus. Auch hier werden Base und Peakkontrakte für dieselben Lieferzeiträume gehandelt. Somit sind auch die OTC-Preisstellungen direkt mit Börsenpreisen vergleichbar.

Allerdings haben Börsenkontrakte durch Clearing und Margining abweichende Zahlungsströme. Kauft ein Energiehändler einen Future und verkauft einen Forward, so erhält er die Zahlung aus der Forwardlieferung zum 20ten des Folgemonats (grün), während aus dem Futuregeschäft während des gesamten Zeitraums zwischen Abschluss des Geschäftes und der physischen Lieferung im Liefermonat Zahlungsströme zu erwarten sind (blau), die aus der Preisveränderung des Futures (rot) bis zum Settlement vor Lieferung resultieren.

 

Zahlungsstroeme-Future-und-Forward

3. Preisbildung im laufenden Handel

OTC-Kontrakte werden zu einem sehr großen Teil über die Plattformen der etablierten Finanzbroker (ICAP, GFI, Tullett Prebon …) vermittelt. Die Preisbildung an solchen Plattformen entspricht der Preisbildung im laufenden Handel, wie sie auch auf Börsenplattformen erfolgt.

Jeder Marktteilnehmer kann während der Handelszeiten jederzeit limitierte Gebote einstellen. Diese werden in der Reihenfolge ihres Eingangs ausgeführt, sobald sich eine Gegenpartei findet, in deren Preisgrenze das Angebot liegt und den derzeit besten realisierbaren Preis darstellt. Nicht ausgeführte Gebote verbleiben im Orderbuch. Auf den Plattformen der Börse oder der Broker werden die derzeit besten Verkaufs- und Kaufsgebote dargestellt, die durch Klick realisiert werden können. Dies sieht so aus (Preise sind Beispielpreise):

Marktdesign-Handelsplattform

Unter Bid steht der beste erzielbare Preis für den Verkauf, links daneben die Menge, für die dieser Preis gilt. Unter Ask steht der beste erzielbare Preis für den Kauf – immer etwas höher als der zugehörige Bid-Preis. Rechts daneben steht die Menge, für die dieser Preis gilt. Unter Last steht der letzte gehandelte Preis für das Produkt.

An der EEX sind die Preise für alle Börsenteilnehmer erzielbar. Im OTC-Handel kann jeder Marktteilnehmer nur Preise erzielen, die von einem Marktteilnehmer gestellt wurden, mit dem eine Handelsbeziehung (EFET-Vertrag) besteht und der den Handel nicht wegen überschrittener Kreditlinien gesperrt hat. Nur solche Preise werden dem Marktteilnehmer dann auch auf den Brokerplattformen angezeigt.

Mit jedem Klick, alternativ auch durch telefonischen Abschluss, kommt ein Geschäft zustande und es realisiert sich ein Preis, der dann als Last angezeigt wird. Der Verlauf dieser Preise ist der untertägige Preisverlauf im laufenden Handel. Für dasselbe Produkt kann sich der Preis über Tage und Wochen erheblich ändern. Hier der Preisverlauf des Produktes Base 2016:

Marktdesign-Preisentwicklung-Base-2016

5. Die Stunden- und Viertelstundenauktion der Börse

Für den Absatz Gas ist im Allgemeinen die Beschaffung nur in Tagesgranularität erforderlich und die diskutierten Standardprodukte sind somit ausreichend. Beim Bilanzkreismanagement Strom ist dies nicht der Fall. Wie wir im Abschnitt Bilanzkreismanagement gesehen haben, muss ein Energielieferant seinen Absatz Strom am Vortag auf Viertelstundenbasis beschafft haben. Der Bilanzkreisverantwortliche benötigt somit einen Marktplatz für den stündlichen und viertelstündlichen Mengenausgleich. Diese Plattform bieten die Dayahead (Stunden) und die Intraday-Auktion (Viertelstunden) der EEX.

Die Stundenauktion der EEX findet täglich 12 Uhr statt. Gehandelt werden die 24 Stunden des Folgetages in 0,1 MW Granularität. Die Preise für Gebote müssen zwischen -500 €/MWh und 3.000 €/MWh liegen. Preise werden auf 0,1 €/MWh genau quotiert.

Die Viertelstundenauktion der EEX findet täglich 15 Uhr statt. Gehandelt werden die 96 Viertelstunden des Folgetages in 0,1 MW Granularität. Die Preise für Gebote müssen zwischen -3000 €/MWh und 3.000 €/MWh liegen. Preise werden auf 0,1 €/MWh genau quotiert.

Gebotsgestaltung und Preisfindung werden im Folgenden beispielhaft an der Stundenauktion demonstriert:

  • Ein Stadtwerk, dass die Restposition, die es nach Absicherung mit Base- und Peakprodukten in seinen Büchern hat, auf jeden Fall glattstellen muss, könnte hier ein Gebot der Art des 1. Gebots abgeben
  • ein Kraftwerk mit Grenzkosten von 40 €/MWh wird das 2. Gebot abgeben
  • eine Grundwasserpumpe, die nur bei Stromkosten unter 10 €/MWh laufen soll, das 3. Gebot

Marktdesign-Boersengebot

Auf Basis aller Gebote ermittelt die Börse für jede Stunde einen markträumenden Preis (Market Clearing Price MCP). Dies erfolgt durch Aggregation aller Gebote für jede Stunde, beispielhaft hier für Stunde 1:

Marktdesign-MCP

Die Aggregation der Gebote zeigt, dass für einen Preis zwischen – 500 und 10 €/MWh um 0,1 MW mehr Nachfrage als Angebot vorhanden ist, danach überwiegt das Angebot. Der markträumende Preis, bei dem Angebot und Nachfrage exakt gleich sind, liegt zwischen 10 und 10,1 €/MWh:

Marktdesign-Interpolation

Der Schnittpunkt mit der x-Achse zeigt an, bei welchem Preis Angebot und Nachfrage genau übereinstimmen. Die Börse ermittelt den markträumenden Preis auf 0,01 €/MWh genau. In diesem Beispiel läge er bei 10,02 €/MWh.

Spotpreise spiegeln die kurzfristige physische Situation an den Energiemärkten wieder und können sehr unterschiedlich ausfallen. Auch mit negativen Preisen muss man rechnen. Hier ein Sonntag im August 2016:

Marktdesign-Spotpreis

6. Vom Terminhandel zur Lieferung

Als resultierender Prozess ergeben sich somit für den Energieversorger, der seinen Bedarf an den Energiehandelsmärkten beschaffen muss, die folgenden Aufgaben:

Der Energielieferant muss für die Gesamtlast oder ein Vertriebsprodukt eine Bedarfsprognose erstellen:

Marktdesign-Bedarfsprognose

Diese muss mit Standardprodukten bestmöglich beschafft werden. Dazu muss die bestmögliche Absicherung in Standardprodukten ermittelt werden (siehe mengen- und wertneutraler Hedge):

Marktdesign-Optimaler-Hedge

Diese wird dann sukzessive am Terminmarkt beschafft. Siehe hierzu auch den Artikel Beschaffungsstrategien Strom und Gas. Es verbleibt eine Differenzmenge, die in der Spotauktion der Börse geschlossen wird (blau Kaufposition, braun Verkaufsposition):

Marktdesign-Spotposition

Zu guter Letzt wird die tatsächlich abgenommene Last von der Absatzprognose abweichen. Diese Differenz wird als Bilanzabweichung mit dem Übertragungsnetzbetreiber zu Ausgleichsenergiepreisen verrechnet:

Marktdesign-Bilanzabweichung

Hiermit ist die abgesetzte Menge auf den relevanten Märkten beschafft und bezahlt. Sie muss jedoch auch noch geliefert werden. Dies macht der Netzbetreiber.

Netz und Marktkommunikation

Regulatorische Grundlage für die mit der Netznutzung Strom und Gas verbundenen Prozesse sind die Netzzugangsverordnung Strom und Gas.

Voraussetzung für eine Belieferung ist jedoch zunächst, dass die Messstelle an das Netz angeschlossen ist.

1. Netzanschluss

Der Netzanschluss ist Gegenstand eines Vertrages zwischen dem Abnehmer bzw. Einspeiser und dem Netzbetreiber. In den meisten Fällen ist letzteres der Verteilnetzbetreiber und die Abnahme erfolgt auf der Niederspannungsebene. Kraftwerke können jedoch je nach Größe auf jeder Spannungsebene einspeisen und große Abnehmer können auf allen Spannungsebenen abnehmen.

Der Netzanschlussvertrag enthält unter anderem

  • die Anschrift der Anschlussstelle
  • die Eigentumsgrenze
  • die Spannungsebene und
  • die Netzanschlusskapazität.

Die Netzanschlusskapazität ist die elektrische Leistung, die der Netzbetreiber an dem Anschluss vorhält.

Bei Anschlüssen auf Niederspannungsebene gilt die Niederspannungsanschlussverordnung.

2. Netznutzung und Netznutzungsentgelte

Der Netzbetreiber bestimmt die zulässige Höhe der Netzentgelte auf Basis der Stromnetzentgeltverordnung, der Gasnetzentgeltverordnung und der Anreizregulierung (ARegV). Netzentgelte enthalten unter anderem:

  • Konzessionsabgaben an die Kommune
  • die KWK-Umlage nach dem KWK-Gesetz
  • Kosten vorgelagerter Netze
  • vermiedene Netzentgelte (Vergütung an dezentrale Erzeugung)
  • anrechenbare Kosten des Netzbetriebs

Die Struktur der Netzentgelte gliedert sich für jede Spannungsebene in Arbeitspreis und Leistungspreis, für nicht leistungsgemessene Abnahmestellen in Arbeitspreis und Grundpreis.

Arbeitspreise werden auf die dem Netz entnommene Arbeit in MWh (oder kWh) berechnet, d.h. die Rechnungshöhe hängt vom Strom- oder Gasverbrauch ab. Leistungspreise werden auf die entnommene Maximalleistung in MW berechnet. Zusätzlich werden Entgelte für Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung (defacto ebenfalls Grundpreise) erhoben.

Netzentgelte müssen durch die Bundesnetzagentur bzw. die zuständige Landesbehörde genehmigt werden.

Auf Basis der Bestandsliste und der ebenfalls im Allgemeinen vom Netzbetreiber gemessenen Verbrauchsdaten berechnet der Netzbetreiber transparent und diskriminierungsfrei Netznutzungsentgelte. Alle Netzbetreiber haben die jeweils gültige Höhe ihrer Netzentgelte als Preisblatt Strom und Preisblatt Gas im Internet zu veröffentlichen.

Kleinere Kunden erhalten im Allgemeinen von ihrem Lieferanten eine Rechnung, die die Netzentgelte enthält. Damit der Netzbetreiber die Netznutzungsentgelte von den Lieferanten einfordern kann, führt er eine Liste der derzeitigen Lieferanten aller Messstellen seines Netzgebietes. Mit diesen Lieferanten führt der Verteilnetzbetreiber monatlich einen Datenabgleich aus, bei dem eine Bestandsliste aller belieferten Messstellen des Lieferanten im Netz des Verteilnetzbetreibers ausgetauscht wird. Größere Energieverbraucher haben einen separaten Netznutzungsvertrag und stehen somit in direkter Geschäftsbeziehung mit dem Netzbetreiber.

Der Prozess der Abrechnung von Netznutzungsentgelten mit den Lieferanten erfolgt inklusive beidseitiger Prüfprozesse automatisiert auf Basis vorgegebener standardisierter elektronischer Formate.

Für die automatisierte Zuordnung von Netzentgelten im bundesweiten Vertrieb gibt es Dienstleister, die die jeweils aktuellen Netzentgelte aller Versorger in einer Datenbank bereitstellen und hierüber eine automatisierte Zuordnung von Messstellen und anwendbaren Netzentgelten anbieten.

3. Lieferantenwechselprozess und Ersatzversorgung

Bei jedem Wechsel des Lieferanten durch einen Stromabnehmer sind viele Parteien involviert und mehrere Vertragsverhältnisse betroffen:

  • Der Kunde hat einen neuen Lieferanten, von dem er eine Rechnung erhält
  • Der alte Lieferant beendet den Vertrag
  • der Netzbetreiber rechnet die Netzentgelte für die betroffene Abnahmestelle mit einem anderen Lieferanten ab
  • der neue Lieferant ordnet die Messstelle seinem Bilanzkreis (oder dem seines Dienstleisters) zu
  • der Übertragungsnetzbetreiber rechnet die Ausgleichsenergie mit einem anderen Bilanzkreisverantwortlichen ab.

Alle damit verbundenen Datenmeldungen sollen möglichst automatisierbar und bundesweit gleichartig ablaufen, so dass ein bundesweiter Vertrieb möglich wird. Wie dies zu erfolgen hat, steht in der Darstellung der Geschäftsprozesse zur Anbahnung und Abwicklung der Netznutzung bei der Belieferung von Kunden mit Elektrizität (GPKE) und den Geschäftsprozessen Lieferantenwechsel Gas (Geli Gas). Dort ist ebenfalls geregelt, wie Stammdatenänderungen und Messdaten kommuniziert werden.

Laut §36 EnWG vorgeschrieben und ebenfalls Gegenstand von GPKE und Geli Gas ist die Grund- und Ersatzversorgung. Der Grundversorger in einem Netzgebiet der allgemeinen Versorgung ist der Versorger, der zum Feststellungszeitpunkt die meisten Haushaltskunden des Netzes beliefert. Dies wird alle drei Jahre jeweils zum 1. Juli durch den Netzbetreiber ermittelt und zum 30. September bekanntgegeben. Grundversorgungstarife und Konditionen müssen im Internet veröffentlicht werden.

Haushaltskunden, die nicht aktiv einen Stromvertrag abschließen, fallen in die Grundversorgung. Ähnliches gilt für Haushaltskunden, deren Lieferant insolvent geworden ist oder denen sich aus anderen Gründen kein gültiger Lieferant zuordnen lässt. Diese fallen in die Ersatzversorgung, die bei Haushaltskunden weitgehend der Grundversorgung entspricht.

Auch andere Abnehmer auf Niederspannungsebene werden in der Ersatzversorgung des Grundversorgers beliefert, wenn sich kein gültiger Lieferant zuordnen lässt. Diese dauert bis ein Liefervertrag abgeschlossen wurde, aber höchstens drei Monate.

4. Mehr- Mindermengenabrechnung

Ein weiterer Prozess zwischen Lieferant und Verteilnetzbetreiber ist die Mehr- Mindermengenabrechnung. Diese erfolgt für alle Standardlastprofilkunden.  Grundlage sind die Prozesse zur Ermittlung und Abrech­nung von Mehr-/Mindermengen Strom und Gas der BNetzA.

Im Rahmen des Bilanzkreismanagements und der Beschaffung durch den Lieferanten werden diese so behandelt, als ob sie das Standardlastprofil exakt abnehmen würden. Alle Differenzen landen zunächst in dem Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers. Die aggregierte Mengendifferenz zwischen bilanzierter Menge und gemessenem Jahresverbrauch wird jedoch als Mehr-Mindermenge an den Lieferanten weiterverrechnet.

Für die Ermittlung des Mehr-Mindermengenpreises Strom für einen Monat m wird ein vorgegebenes Standardprofil SLP-K über einen Lieferzeitraum L ausgerollt und mit Spotpreisen der Börse bewertet. Dabei ergibt sich der Mehr-Mindermengenpreis des Folgemonats m+1 als der ermittelte Profilpreis für den 12-monatigen Lieferzeitraum L, der mit dem Vormonat m-1 endet. Grundlage ist die Anlage 1 (Ermittlung des Mehr-/Minder­mengenpreises Strom) der BNetzA-Prozesse.

Grundlage des Mehr-Mindermengenpreises Gas bilden die täglich vom MGV veröffentlichten Preise für positive und negative Ausgleichsenergie Gas. Mittlung dieser Preise gibt den Tagesdurchschnittspreis. Mittlung der Tagesdurchschnittspreise über den Monat ergibt den RLM-Mehr-Mindermengenpreis. Der Mehr-Mindermengenpreis Gas ergibt sich nun ähnlich wie bei Strom für den Folgemonats m+1 als Mittelwert der RLM-Mehr-Mindermengenpreise über die 12 Monate,  die dem Kalkulationsmonat m vorangehen. Grundlage ist die Anlage 2 (Ermittlung des Mehr-/Minder­mengenpreises Gas) der BNetzA-Prozesse.

Marktdesign-Mehr-Mindermengenpreis

Zuständig für die Ermittlung und Veröffentlichung der Mehr-Mindermengenpreise sind bei Strom der BdeW und bei Gas die MGVs. Die Veröffentlichung erfolgt jeweils bis zum 10ten Werktag des Kalkulationsmonats für den Folgemonat.

5. Weitere Aufgaben der Verteilnetzbetreiber

Im Rahmen der Bilanzierung sind für nicht leistungsgemessene Kunden Standardlastprofile erforderlich. Die Entwicklung und Auswahl dieser Profile ist Aufgabe des Verteilnetzbetreibers. In der Gasversorgung haben die Profile der TU-München und kleine Variationen davon weite Verbreitung gefunden. In der Stromversorgung halten sich hartnäckig die synthetischen Profile des BdeW.

Der Verteilnetzbetreiber ist verpflichtet, die Qualität seiner Standardlastprofile zu prüfen und den Differenzbilanzkreis, in dem die Differenz zwischen Standardlastprofilen und tatsächlicher Abnahme sichtbar wird, aktiv am Markt zu bewirtschaften beziehungsweise bewirtschaften zu lassen. Weiterhin muss er für die in seinem Verteilnetz zu erwartenden Netzverluste Verlustenergie beschaffen.

Sofern der Netzbetreiber diese Aufgabe nicht an ein anderes Unternehmen delegiert hat, ist er für die Verbrauchsmessung und für die Etablierung von Messeinrichtungen zuständig. Hierzu gehört auch der von der Regierung im Rahmen des Digitalisierungsgesetzes beschlossene Roll-out von Smart Metern (siehe Artikel Digitalisierung und Messstellenbetriebsgesetz).

Erneuerbare Energien und Grenzen des Marktdesigns

In dem beschriebene Marktdesign erzielen Erzeuger einen positiven Deckungsbeitrag, wenn die aus der Erzeugung erzielbaren Erlöse am Markt über ihren Grenzkosten liegen (siehe den Artikel Kraftwerksvermarktung & Dispatch).  Genau dann werden sie somit ihre Kraftwerke auch fahren. Über die Zusammenführung von Angebot und Nachfrage kommt der Preis am Markt dann genau so hoch heraus, dass für die bestehende Nachfrage gerade eben genügend Erzeugung bereitsteht. Somit deckt das letzte Kraftwerk, das für die Deckung der Nachfrage erforderlich ist, nur noch Grenzkosten und keine Vollkosten mehr.

Mit der Novellierung des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) und der damit einhergehenden verpflichtenden Direktvermarktung gilt derselbe Mechanismus prinzipiell auch für Betreiber von EEG-Anlagen. Allerdings erhalten diese in Form der Marktprämie einen zusätzlichen Ergebnisbeitrag pro erzeugte MWh vom Netzbetreiber. Dieser reicht im Allgemeinen aus, um die Differenz zwischen Grenzkosten und Vollkosten zu decken, sonst würde keine weitere Investition in Erneuerbare Energien erfolgen. Weiterhin wird die jeweils anwendbare Marktprämie so ermittelt, dass die Einnahmen aus Markterlösen zuzüglich Marktprämie für die durchschnittliche Einspeisung jeder EEG-Kategorie des Gesetzes unabhängig von der Entwicklung des Marktpreisniveaus eine im Gesetz der jeweiligen Kategorie zugeordnete fixe Vergütung ergeben. (Eine ausführliche Darstellung der EEG-Förderung sprengt den Rahmen dieses Artikels).

Ein wesentlicher Teil der Erneuerbaren Erzeugung, nämlich Wind und Sonne, hat überhaupt keine Grenzkosten. Erneuerbare Erzeugung, die zu Null in die Preisbildung der Energiemärkte geht, senkt offenbar die Preise. Dies senkt die Erlöse und die sogenannten Benutzungsstunden der konventionellen Erzeugung. Immer mehr konventionelle Kraftwerke haben in Folge Schwierigkeiten, Kosten zu decken, die mit der Bereithaltung des Kraftwerks verbunden sind, und gehen in Kaltreserve. Auf die durchschnittliche Wirtschaftlichkeit der Erneuerbaren hat ein sinkendes Preisniveau jedoch durch die Anpassung der Marktprämie keinen Einfluss.

In Folge sinkt der Anteil der Energiekosten des Endverbrauchers, der überhaupt über Marktpreise bestimmt ist.  Ein immer größerer Teil der Erzeugungskosten entsteht aus den Vergütungszusagen des EEG, die bisher keinen Marktmechanismen unterlagen (dies ändert sich mit EEG 2017), und wird über die EEG-Umlage auf die Verbraucher umgelegt. Die Kostenkontrolle des Energiemarktes wird damit ausgehebelt und die Gesamtkosten steigen.

Es steigt weiterhin wie gewünscht der Anteil Erneuerbarer Energien an der Erzeugung. Um zu beurteilen, wie weit diese Einspeisung einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet, muss jedoch auch das Einspeiseprofil berücksichtigt werden. Bekanntlich müssen Einspeisung und Abnahme im Stromnetz auf Viertelstundenbasis übereinstimmen. Die folgende Graphik zeigt Regelzonenlast und aggregierte Windeinspeisung für die Regelzone 50Hz im Mai 2014 in Viertelstundengranularität:

Marktdesign-Last-Windeinspeisung-50Hz

Es verwundert nicht, dass eine solche Einspeisestruktur mit Netzproblemen einhergehen kann. Der Markt hat dafür keine Lösung. Das derzeitige Marktdesign bietet auf der Netzseite einfache, handels- und vertriebstaugliche Preisstrukturen, die nicht verursachungsgerecht sind und keine Information über akute oder erwartete Knappheit beinhalten.

Ebenso wenig verwundert, dass es dem konventionellen Kraftwerkspark zunehmend schwer fällt, die Restlast, nach Abzug des Einspeiseprofils zu decken. Bereithaltung von Kraftwerken als Lückenfüller ist teuer. Auch die Hebung von Flexibilitätsreserven auf der Absatzseite ist oftmals wirtschaftlich nur schwer darstellbar (siehe Artikel zum Digitalisierungsgesetz).

Kraftwerksvermarktung & Dispatch

von Marianne Diem, August 2016
kraftwerksvermarktung-sinkender-spark-spread
Einsatzoptimierung, optimaler Dispatch und optimale Absicherung der Marktrisiken von Kraftwerken an den Energiemärkten zur Maximierung des Ergebnisses

Als Kraftwerkseinsatzoptimierung bezeichnet man die Ermittlung des wirtschaftlich optimalen Einsatzes vor allem für thermische Kraftwerke. Die resultierende konkrete Einsatzentscheidung bezeichnet man als Dispatch des Kraftwerks. Einsatzoptimierung, optimaler Dispatch und die Vermarktungsentscheidungen an den Energie-Terminmärkten haben einen großen Einfluss auf die mit der Erzeugung erzielten Ergebnisse. Die hiermit verbundenen Einzelaufgaben sowie die dafür erforderlichen Steuerungsgrößen sollen im Folgenden dargestellt werden:

Clean Spark Spread und Clean Dark Spread

Eine erste Messgröße für die Wirtschaftlichkeit eines konventionellen Kraftwerks ist der Clean Spark Spread (Gaskraftwerke) bzw. der Clean Dark Spread (Kohlekraftwerke). Dieser Spread bestimmt sich in jeder Zeiteinheit als:

S_t = E_t - 1/\eta  \cdot  G_t - z \cdot C_t

wobei

η der Wirkungsgrad des Kraftwerks
Et der Preis eines 1 MW-Stromkontraktes
Gt der Preis eines 1 MW-Gas- oder Kohlekontraktes
Ct der Preis pro Tonne CO2
z die CO2-Emission in Tonnen pro MWh Strom
t die betrachtete Zeiteinheit

Solche Kenngrößen werden oft in Marktberichten ausgewiesen. Die Parameter für die Spreadberechnung müssen genau dokumentiert werden, um eine Vergleichbarkeit zu gewährleisten. Der in einem Marktbericht ausgewiesene Spread könnte beispielsweise für Gaskraftwerke mit einem Wirkungsgrad η von 49,13% rechnen, für Kohlekraftwerke mit 38% und bei den Strom- und Gaspreisen jeweils Jahresbaseprodukte des Folgejahres betrachten.  Die CO2-Emission in Tonnen pro MWh Strom könnte mit 0,411 tCO2/MWh berücksichtigt worden sein.

 

In Wirklichkeit sind die Gas- und Kohlemengen pro erzeugte MWh Strom für jedes Kraftwerk und je nach Fahrweise unterschiedlich. Das tatsächlich erzielte Kraftwerksergebnis hängt auch von konkreten Vermarktungsentscheidungen an den Energiemärkten ab. Somit handelt es sich bei einer solchen Kenngröße nur um einen Markt-Indikator. Die Entwicklung von Clean-Spreads zeigt, wie sich die allgemeine Marktentwicklung auf durchschnittliche Gas- bzw. Kohlekraftwerke auswirkt. Clean-Spreads sind eine beliebte Kenngröße in der politischen Diskussion.

 

Eine Berechnung des Clean-Spark-Spreads mit obigen Parametern zeigt deutlich die sinkende Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken in den letzten Jahren:

kraftwerksvermarktung-spark-spread

Rahmenbedingungen der Kraftwerkseinsatzoptimierung

Für die optimale Steuerung des eigenen Kraftwerks sind jedoch die Kennzahlen Clean Spark Spread und Clean Dark Spread nicht ausreichend. Vielmehr resultiert die Bestimmung des wirtschaftlich optimalen Einsatzes des eigenen Kraftwerks in einem relativ komplexen Optimierungsproblem, das in der Regel mit spezialisierter Software bearbeitet wird. Dafür müssen jedoch zunächst ein paar Vorarbeiten geleistet werden.

1. Stillstandsplanung

Kraftwerke haben aus technischen Gründen geplante Stillstände. In diesen Zeiträumen werden Reparaturen oder Revisionen durchgeführt. Optimal ist es, wenn Stillstände aus technischen und wirtschaftlichen Gründen zusammenfallen. Das heißt, technische Maßnahmen werden nach Möglichkeit in Zeiträumen durchgeführt, in denen das Kraftwerk ohnehin nicht wirtschaftlich betrieben werden kann oder in denen der Stillstand  möglichst wenig kostet.

 

Ein Entscheidungskriterium für die Stillstandsplanung ist somit die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks im Jahresverlauf. Hierzu muss der individuelle Wirkungsgrad des Kraftwerks bestimmt werden. Dann werden die stündlichen Strompreise (HPFC) und Gaspreise (DFC) des Planjahres mit diesem Wirkungsgrad zueinander in Bezug gesetzt. Man erhält eine zeitliche Auflösung des Spreads im Jahresverlauf:

kraftwerksvermarktung-stillstandsplanung

Der Verlauf zeigt hier den niedrigsten mittleren Spread im Mai, so dass ein Stillstand dann am günstigsten ist. Ein genaueres Ergebnis erhält man, indem man eine Einsatzoptimierung nach unten beschriebenem Schema ohne Einschränkung durch Stillstände durchführt und hieraus die am wenigsten profitablen Zeiträume ermittelt. Äußere Restriktionen können dazu führen, dass ein Stillstand zur wirtschaftlich optimalen Zeit nicht möglich ist. Zum Beispiel könnte es sein, dass das Kraftwerk während dieser Zeit wegen der Fernwärmelast noch fahren muss. Ebenso müssen Terminrestriktionen der Wartungsfirmen, längerfristig vereinbarte Revisionszeiträume und vieles mehr berücksichtigt werden.

 

Die eigentliche Einsatzplanung kann jedenfalls erst erfolgen, wenn die Stillstandsplanung abgestimmt ist und somit die Verfügbarkeit des Kraftwerkes feststeht.

2. Technische Restriktionen des Kraftwerks

Die ausschließliche Betrachtung des Spreads zwischen Strom und Gas oder Kohlepreisen führt zu dem Schluss, dass das Kraftwerk in jeder Viertelstunde, wo dieser Spread positiv ist, mit voller Leistung fahren sollte, in allen anderen Viertelstunden aber stehen sollte. Tatsächlich kann ein Kraftwerk einen solchen Fahrplan nicht abfahren. Es müssen technische Restriktionen berücksichtigt werden, die in der Praxis dazu führen, dass ein Kraftwerk in Stunden noch fährt, die nicht mehr profitabel sind und in Stunden noch nicht fährt, die bereits profitabel sind. Solche Restriktionen sind beispielsweise:

  • Maximal- und Minimalleistung
  • maximale Laständerungsgeschwindigkeit
  • Anfahrtszeiten
  • Anfahrtskosten für Kalt- und Warmstart
  • Mindestbetriebszeit nach dem Start

3. Restriktionen aus der Fernwärmeversorgung

Liefert das Kraftwerk auch Wärme oder Dampf für Industrieprozesse, müssen weitere Restriktionen berücksichtigt werden. Stehen keine alternativen Wärmequellen oder Speicher zur Verfügung, so hat das Kraftwerk oftmals defakto keine Flexibilität. Der Dispatch folgt dann dem Wärmebedarf (wärmegeführte Fahrweise). Sind Speicher oder alternative Wärmequellen vorhanden, so muss der Dispatch des Gesamtsystems aus Kraftwerk, Wärmebezug aus anderen Quellen und Einsatz des Speichers optimiert werden. Für die Einsatzoptimierung des Gesamtsystems stellt der prognostizierte Wärmebedarf eine weitere Restriktion dar. Flexibilität kann auch aus den Industrieprozessen selbst kommen. In diesem Falle sind diese Industrieprozesse ebenfalls Teil des Optimierungssystems.

4. Vertragliche Restriktionen

Weitere Restriktionen kommen durch Verträge zustande. Besteht beispielsweise ein Gasliefervertrag für das Kraftwerk, der Beschränkungen in Form von Take-or-Pay-Klauseln, Maximalmengen, Maximalleistung usw. enthält, so müssen auch diese Restriktionen bei der Einsatzplanung des Kraftwerks berücksichtigt werden. Verträge mit Zweckbestimmung für das Kraftwerk sind Teil der Optimierung.

5. Netzgutschriften und Netzspitze

Dezentrale Einspeiser erhalten nach StromNEV §18 vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Dieses Entgelt entspricht den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten. Vermiedene Netzentgelte sind Grenzerlöse und müssen in der Optimierung berücksichtigt werden.

Sehr hohe Erlöse entstehen hierbei durch die Vermeidung von Netzleistungspreisen. Hier kann ein einmaliges, ansonsten nicht wirtschaftliches Hochfahren des Kraftwerks zum richtigen Zeitpunkt zu hohen Erlösen führen, da dadurch die Leistungsspitze im Verteilnetz für den Referenzzeitraum abgesenkt wird. Die Ausnutzung dieser Tatsache setzt voraus, dass die Netzlast des Verteilnetzbetreiber gut genug prognostiziert werden kann.

Das Optimierungsproblem der Einsatzoptimierung und seine Lösung

Bevor das wirtschaftlich relevante Optimierungsproblem formuliert werden kann, müssen alle relevanten Restriktionen, die Auswirkung auf den Dispatch des Kraftwerks haben oder die Grenzkosten beeinflussen (wie z.B. Anfahrkosten) aufgenommen sein.

Weiterhin müssen alle Grenzkosten und Grenzerlöse des Kraftwerks bestimmt werden. In erster Näherung handelt es sich um Stromerlöse und Gaskosten, bei genauerer Betrachtung sind jedoch weitere Erlös- und Kostenbestandteile wie z.B. KWK-Zuschläge, vermiedene Netzentgelte, Steuern usw. zu betrachten.

1. Extremum mit Nebenbedingungen

Gesucht ist der Fahrplan F für das Kraftwerk, bzw. die Fahrpläne Fi für die relevanten Assets des Fernwärmeverbunds, für die der Deckungsbeitrag aus allen variablen Kosten- und Erlösbeiträgen maximal ist, unter der Nebenbedingung, dass der Fahrplan F bzw. die Fahrpläne Fi alle beschriebenen Restriktionen erfüllen. Das heißt, gesucht ist die wirtschaftlich beste Fahrweise, die die Restriktionen erfüllt.

 

Ein solches Optimierungsproblem ist in der mathematischen (und physikalischen) Literatur als Extremum mit Nebenbedingungen bekannt. In einfache Konstellationen kann man ein solches Problem seit dem 18. Jhdt mit dem Satz von d’Alembert explizit lösen. In komplizierten Fällen – das heißt in der Energiewirtschaft – benötigt man hierfür ein erst seit dem 20. Jhdt bekanntes numerisches Verfahren, den Simplex-Algorithmus.

2. Der Simplex-Algorithmus

Der Simplex-Algorithmus ist das mathematische Verfahren, das beispielsweise auch dem Excel-Solver zugrunde liegt. Das Verfahren sucht das Maximum einer linearen Gleichung unter Nebenbedingungen, die durch stückweise lineare Ungleichungen bestimmt (approximiert) sind.

 

Im dreidimensionalen Fall begrenzt eine Ungleichung mit 3 Variablen eine Seite des Raumes mit einer Fläche. Mehrere Ungleichungen begrenzen ein Simplex, was dem Verfahren den Namen gibt:

 

Dispatch Simplex

Eine lineare Gleichung (Stromerlöse minus Gaskosten) hat kein lokales Maximum. Das Maximum liegt somit auf dem Rand des Simplex. Um es zu finden, kann man auf den Kanten entlang gehen, bis sich in keiner Richtung mehr eine Verbesserung erreichen lässt.

3. Praktische Ermittlung der optimalen Fahrweise

Tatsächlich erfolgt die Optimierung der Fahrweise typischerweise in einem dafür spezialisierten System. In diesem werden alle Nebenbedingungen erfasst. Hierzu wird in der Regel eine graphische Oberfläche angeboten, die die mathematischen Abhängigkeiten in einer Schaltbild-ähnlichen Form visualisiert und den Weg der betroffenen Commodities sichtbar macht:

 

Dispatch Wandler

Die Restriktionen der einzelnen technischen Komponenten werden im Schaltbild hinterlegt, am Anfang und Ende aller Wandlungen stehen Euro. Auf diese Weise ist auch die Maximierung der Differenz zwischen gezahlten und eingenommenen Euro visualisiert.

 

Die Erfassung der Nebenbedingungen erfolgt einmalig mit Einführung des Systems. Änderungen ergeben sich aus technischen Änderungen, der Alterung des Kraftwerks, aus vertraglichen und regulatorischen Änderungen und Marktänderungen. Wegen der großen Bedeutung der Restriktionen für die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks sollten Restriktionen dokumentiert und einmal jährlich in einem geeigneten Teilnehmerkreis geprüft werden.

 

Für eine langfristige Einsatzplanung sind weiterhin aktuelle Terminpreise und möglicherweise Fernwärmelastprognosen erforderlich.

 

Das System ermittelt aus den hinterlegten Restriktionen und aktuellen Preis- und Lastdaten einen optimalen Dispatch. Hierfür errechnet es den Wert zahlreicher möglicher Fahrpläne und prüft jeweils, ob eine leichte Variation, die einem Weg auf einer Simplexkante entspricht, zu einer Verbesserung oder einer Verschlechterung des Fahrplanwertes führt. Lässt sich keine signifikante Verbesserung des Ergebnisses mehr erzielen, wird der ermittelte optimale Fahrplan ausgegeben.

 

Eine optimaler Dispatch besteht aus:

  • einem Stromfahrplan
  • einem dazu passenden Gasbezugsfahrplan
  • Fahrweisen für Speicher und andere Infrastrukturen
  • Bezugsfahrplänen für betroffene Lieferverträge (Gas und Fernwärme)

Zu der ermittelten optimalen Fahrweise gehört ein optimales Ergebnis, das sich aus der Bewertung dieser Fahrpläne mit HPFC und DFC-Preisen ergibt.

Stochastische Optimierung

Der mit obigem Verfahren ermittelte Einsatzfahrplan ist optimal unter der Bedingung, dass die Strom- und Gaspreise, die zur Ermittlung verwendet wurden, in Zukunft genau so eintreten werden. Für den Dispatch des Kraftwerks am nächsten oder laufenden Tag auf Basis von Intradaypreisen ist dies genau das Gewünschte. Das Ergebnis der Rechnung liefert für die geltenden Preise die optimale Fahrweise.

1. Delta-Hedge

Anders sieht es bei einer Optimierungsrechnung für einen langfristigen Terminzeitraum aus. Hier sind die eingehenden Terminpreise nur eine Preisprognose. Die Optimierungsrechnung bestimmt auch nicht den tatsächlichen Dispatch des Kraftwerks. Dieser wird erst viel später am Liefertag auf Basis dann geltender Preise bestimmt. Ziel einer langfristigen Optimierung ist vielmehr die Bestimmung der optimalen Position, die am Terminmarkt abgesichert werden sollte. Hierfür liefert der auf diese Weise bestimmte Fahrplan nur eine erste Approximation. Betrachtet man die Flexibilität des Kraftwerks mit allen Restriktionen als eine Realoption im Sinne der Finanzmathematik, so liefert die beschriebene deterministische Optimierung den Dispatch, für den die Realoption auf Basis der Terminpreise maximal im Geld ist. Eigentlich gesucht ist die optimale Absicherungsposition an den Energiemärkten, der Delta-Hedge für die Realoption Kraftwerk.

 

Dass eine deterministische Optimierung nicht die optimale Absicherungsposition liefert, liegt daran, dass die Fahrplanänderung des Kraftwerks nicht symmetrisch auf Preisänderungen reagiert:

  • ist der Clean Spread negativ und das Kraftwerk steht laut Optimierung zum gegebenen Zeitpunkt, dann
    • ändert sich nichts, wenn der Spread noch weiter fällt
    • fährt das Kraftwerk aber möglicherweise, wenn der Spread steigt
  • ist der Clean Spread auskömmlich und das Kraftwerk fährt laut Optimierung Volllast, dann
    • ändert sich nichts, wenn der Spread noch weiter steigt
    • sinkt der Spread jedoch, wird das Kraftwerk möglicherweise abfahren

Somit liegt die eigentlich erwartete Fahrweise des Kraftwerks niedriger, wenn die deterministische Optimierung von Volllastbetrieb ausgeht und höher, wenn die deterministische Optimierung von Stillstand ausgeht.

 

Eine genauere Bestimmung der optimalen Hedgeposition ist möglich, indem man mögliche Fahrweisen nicht nur mit der aktuellen Terminpreiskurve bewertet, sondern stattdessen mit einer Vielzahl von Preisszenarien. Der optimale Hedge ist die Fahrweise, die im Erwartungswert über alle Szenarien zu dem besten Ergebnis führt. Auch dieser Fahrplan lässt sich über eine Simplexoptimierung bestimmen. Die Nebenbedingungen bleiben gleich. Es ändert sich die Zielfunktion.

2. Stochastische versus deterministische Optimierung

Ein solcher Ansatz erhöht den Rechenaufwand naturgemäß erheblich. Vor dem Hintergrund begrenzter Rechenleistung kann es leicht passieren, dass Genauigkeitsgewinn durch stochastische Optimierung durch unzulässige Vereinfachung der Rahmenbedingungen erkauft wird. An welcher Stelle ein ökonomisch ein größerer Fehler eintritt, ist apriori schwer vorherzusagen. Je mehr Rahmenbedingungen im Rahmen der Optimierung eingehalten werden müssen, desto geringer ist aber die Flexibilität des Kraftwerks und desto geringer ist der Unterschied zwischen stochastischer und deterministischer Optimierung.

 

Die Delta-Hedge-Position wird sinnvollerweise genau ermittelt, um sie auch ebenso exakt an den Terminmärkten abzusichern. Auf den Terminmärkten ist jedoch nur eine Absicherung in Base- und Peakprodukten möglich. Um eine genauere Rechnung zu rechtfertigen, muss die Differenz zwischen genauer und ungenauer Rechnung die Größenordnung eines handelbaren Terminproduktes erreichen.

 

Ein operativer Vorteil der stochastischen Optimierung ist jedoch, dass die Positionsänderungen auf Basis täglicher Terminpreisänderungen wegen der Mittelung geringer ausfallen. Die abzusichernden Positionen stellen sich dadurch für den Handel stabiler und vorhersehbarer dar.

Langfristige Einsatzoptimierung und -vermarktung

Wie bereits erwähnt werden Optimierungsrechnungen zu unterschiedlichen Zwecken durchgeführt. Je nach Zweck der Optimierung werden unterschiedliche Eingangsdaten verwendet und es ist ein unterschiedlicher Genauigkeitsgrad erforderlich. Einsatzoptimierungen werden z.B. für die folgenden Zwecke durchgeführt:

  • die Unternehmensplanung (5 – 10 Jahre)
  • die Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt
  • die Spotvermarktung der Kraftwerkserzeugung
  • die Intradayvermarktung der Kraftwerkserzeugung
  • die Vermarktung des Kraftwerks an den Regelenergiemärkten

In der selben Kette werden auch die Vermarktungsentscheidungen getroffen.

1. Unternehmensplanung (5 – 10 Jahre)

Im Rahmen der Unternehmensplanung müssen Ergebnisse aus der Erzeugung geplant werden. Hier wird im Allgemeinen über einen Zeitraum von 5 – 10 Jahren gerechnet. Sind die Ergebnisse aus dem Betrieb der Erzeugungsanlagen dauerhaft negativ oder nicht kapitalkostendeckend, so müssen Sonderabschreibungen vorgenommen oder Rückstellungen gebildet werden. Somit haben die Ergebnisse solcher langfristigen Betrachtungen auch Auswirkung auf das buchhalterische Ergebnis.

 

Langfristige Ergebnisbetrachtungen sind auch die erforderliche Basis für strategische Entscheidungen wie z.B. den Neubau, den Verkauf oder die Stilllegung eines Kraftwerks. Hier werden Zeiträume bis zu 20 Jahren betrachtet.

 

Da Terminpreise im allgemeinen nur für einen Zeitraum von 3-4 Jahren vorliegen, ist zur Ermittlung von weiter in der Zukunft reichenden Ergebnissen eine Preisprognose auf Basis eines Fundamentalmodells erforderlich.

2. Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt

Die Absicherung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt kann nur für einen Zeitraum erfolgen, an dem am Terminmarkt Preise gestellt werden. Im Allgemeinen erfolgt sie für die nächsten drei Jahre. Zu diesem Zweck erfolgt am besten täglich eine Optimierungsrechnung der Kraftwerke für diesen Zeitraum auf Basis tagaktueller Terminpreise. Die aus der Optimierung resultierenden Fahrpläne repräsentieren Commoditypositionen, die Preisrisiken unterliegen, und sind im Sinne des Portfoliomanagements offene Positionen. Soweit noch keine Absicherungsgeschäfte getätigt wurden, ist für das Unternehmen:

  • der Stromerzeugungsfahrplan des Kraftwerks eine Strom – Longposition
  • der Gas- oder Kohlebedarfsfahrplan des Kraftwerks eine Gas- oder Kohle-Shortposition

Soll das aktuell in der Optimierung sichtbare Ergebnis abgesichert werden, so muss der Stromfahrplan verkauft und der Gas- oder Kohlefahrplan am Terminmarkt beschafft werden. Mit dieser Maßnahme ist sichergestellt, dass das Kraftwerk mindestens das abgesicherte Ergebnis erzielen wird. Dies ist möglich, indem das Kraftwerk den Fahrplan exakt abfährt. Tatsächlich wird das Kraftwerk ein höheres Ergebnis erzielen, denn unabhängig von dem Absicherungsgeschäft hat es weiterhin die Möglichkeit zu jedem Zeitpunkt:

  • weniger zu produzieren, Strom wieder zurückzukaufen und Gas oder Kohle wieder zu verkaufen
  • mehr zu produzieren, die Differenzmenge Strom zu verkaufen und den Differenzbedarf Gas oder Kohle zu kaufen

Beide Optionen wird man nur wahrnehmen, wenn dies zu Mehrergebnissen führt.

Tatsächlich werden solche Mehrergebnisse durch die tägliche Bewirtschaftung der Kraftwerksposition an den Terminmärkten automatisch gehoben: Immer wenn eine neue Optimierungsrechnung zu einer Anpassung des Fahrplans führt, ist es sinnvoll und profitabel, die Differenzmengen am Markt glattzustellen. Würde dies zu einem Verlust führen, wäre der alte Dispatchfahrplan mehr wert als der neue und der neue somit nicht auf Basis aktueller Marktpreise optimal.

3. Optimierung der Kraftwerksergebnisse am Terminmarkt

Die Bewirtschaftung des Kraftwerks an den Terminmärkten kann somit so erfolgen, dass die optimierte Fahrweise des Kraftwerks zu jedem Zeitpunkt vollständig am Terminmarkt abgesichert wird. Dies würde im Extremfall dazu führen, dass ein gesamtes, noch relativ weit in der Zukunft liegendes Lieferjahr auf einmal zu einem zufälligen, noch nicht wirklich liquiden Preis glattgestellt wird, sobald das neue Lieferjahr erstmals handelbar wird. Dies wird im Allgemeinen nicht für zweckmäßig erachtet.

 

Für eine zumindest ausgeglichene Marktmacht von Käufern und Verkäufern und somit für optimale Ergebnisse sollte vielmehr der Verkauf von Kraftwerkserzeugung dann stattfinden, wenn die meisten Käufer ihren Vertriebs- oder Eigenbedarf an den Energiemärkten einkaufen wollen. Vor diesem Hintergrund ist es üblich, in der Terminvermarktung der Kraftwerkserzeugung ähnliche Tranchenmodelle und Zeithorizonte anzuwenden, wie sie auch in den Vertriebsbeschaffungsstrategien Verwendung finden. Die im vorigen Abschnitt beschriebene Glattstellung von Differenzmengen aus der Einsatzoptimierung findet dann erst Anwendung, wenn die Tranchenvermarktung abgeschlossen ist und eine vollständige Absicherung der Erzeugung am Terminmarkt erstmals erreicht ist.

 

Ähnlich wie bei den Beschaffungsstrategien des Vertriebs ist es auch bei der Vermarktung der Erzeugung üblich, mit Stop-Loss und Take-Profit Limiten zu arbeiten und dem zuständigen Portfoliomanager Ermessensspielräume bei den Vermarktungsentscheidungen einzuräumen.

Spotvermarktung und Dispatch

Die bisher beschriebenen Prozesse finden vollständig im Handel statt oder könnten zumindest dort vollständig abgebildet werden. Zu guter Letzt muss aber das Kraftwerk das, was am Ende netto vermarktet wurde, auch abfahren. Umgekehrt muss der Handel reagieren, wenn das Kraftwerk ausfällt und die nicht mehr erzeugten oder benötigten Mengen an den Energiemärkten glattstellen. Somit ist bei den kurzfristigen Märkten am Ende der Vermarktungskette ein direkter Informationsfluss zwischen Handel und Erzeugung über die aktuellen Dispatch erforderlich.

1. Das kurzfristige Optimierungsproblem

Die kurzfristige Optimierung betrifft höchstens die drei folgenden Tage. Das Rechenproblem ist hier also wesentlich kleiner als bei der Terminoptimierung. Allerdings spielt in den kurzfristigen Märkten – vor allem im Intradaymarkt – Bedienbarkeit, Komfort und Rechengeschwindigkeit eine viel größere Rolle.

 

Das Optimierungsmodell mit den Restriktionen des Kraftwerks bleibt grundsätzlich für alle Zeiträume gleich. Allerdings ist es gegebenenfalls notwendig, großräumige Restriktionen wie eine Take-or-Pay über das Gaswirtschaftsjahr auf kleinräumige Zeiträume herunterzubrechen. Alle Verfahren in diesem Zusammenhang sind willkürlich und führen potentiell zu ex post nicht optimalen Ergebnissen.

2. Vorbörsliche Optimierung

Kurzfristige Optimierungen werden typischerweise das erste Mal am Morgen vor Abgabe des Börsengebotes für den Folgetag durchgeführt. Da die Ergebnisse der Börsenauktion noch nicht vorliegen, erfolgt diese Optimierung auf Basis einer kurzfristigen Strom- und Gaspreisprognose. Das Ergebnis gibt sowohl dem Handel als auch der Leitwarte der Erzeugung eine erste Indikation wie der Fahrplan des Folgetages aussehen wird.

 

Die Börse erlaubt das Einstellen limitierter Gebote. Es ist somit sinnvoll, zur Erstellung des Börsengebotes mehrere Preisszenarien durchzurechnen und ein limitiertes Gebot zu einem Preisniveau abhängigen Dispatch zu erstellen. Optimalerweise sollte dies automatisiert durch die Optimierungssoftware geleistet werden. Sobald das Börsenergebnis vorliegt, muss der resultierende Kraftwerksdispatch an den Handelsmärkten umgesetzt werden und an die Leitwarte des Kraftwerks kommuniziert werden.

3. Laufende Optimierung im Intradaymarkt

Auf Basis von Intradaymarktpreisen kann der Fahrplan dann laufend bis kurz vor Lieferung angepasst werden. Möglicherweise wird der zuständige Händler in einem volatilen Markt nicht unbedingt jede Änderung sofort an die Leitwarte des Kraftwerks durchgeben, sondern zunächst abwarten, ob er eine Differenzposition sofort wieder vorteilhaft schließen kann. Nichtsdestoweniger erfolgt an dieser Stelle eine enge Abstimmung zwischen Handel und Leitwarte, die sicherstellt, dass der am Ende resultierende Vermarktungsfahrplan auch durch das Kraftwerk abgefahren wird.

Berichtswesen: Steuerung von Ergebnis und Risiko

Sowohl die Optimierung selbst, wie auch die sukzessiven Vermarktungsprozesse sind komplex. Zur Steuerung von Ergebnis und Risiko, wie auch zur Früherkennung von operativen Fehlern und Problemen ist ein Reporting erforderlich.

1. Darstellung der Erzeugung im Energiehandel

Die aus der Einsatzoptimierung hervorgehenden Strom- und Gasfahrplane stellen Marktrisikopositionen dar und sollten im Handel ebenso wie alle anderen Marktrisikopositionen abgebildet werden. Das bedeutet, dass die Differenz zwischen dem aktuellen Stromerzeugungsfahrplan und der derzeit netto vermarkteten Position eine offene Stromposition darstellt, die dem Kraftwerk zuzuordnen ist. Sie sollte ebenso zum Markt bewertet und über Risikokennzahlen begrenzt werden, wie offene Positionen im Energiehandel. Dasselbe gilt für die Shortpositionen in Gas. Hieraus resultiert ein Erzeugungsportfolio, dass die folgenden Risikopositionen enthält:

  • die Longposition aus der Stromerzeugung des Kraftwerks
  • alle Handelsgeschäfte auf dem Strommarkt, die zur Absicherung dieser Longposition getätigt wurden
  • die Shortposition aus dem Gasbedarf des Kraftwerks
  • alle Handelsgeschäfte auf dem Gasmarkt, die zur Absicherung dieser Shortposition getätigt wurden
  • die Shortposition aus dem Bedarf des Kraftwerks an CO2-Zertifikaten
  • alle Handelsgeschäfte in CO2-Zertifikaten, die zur Beschaffung getätigt wurden
  • sonstige Risikopositionen, die das Ergebnis des Kraftwerks bestimmen, z.B. langfristige Lieferverträge und Absicherungsgeschäfte für Risikofaktoren dieser Verträge (z.B. HEL)

Ein solches Portfolio kann in der üblichen Weise täglich bewertet und berichtet werden. Auf diese Weise kann dem Unternehmen täglich der aktuelle Marktwert der Erzeugung kommuniziert werden. In der täglichen Berichtersstattung wird dann das tatsächlich für das Kraftwerk an den Terminmärkten erzielte Ergebnis aus den relevanten Commodity-Spreads ausgewiesen. Alle nicht abgesicherten Terminmarktpositionen werden zum Markt bewertet. Auch die resultierenden Marktrisiken können wie üblich gesteuert werden. Die offenen Positionen werden dabei commodity-scharf ausgewiesen, eine Risikobewertung mit VAR kann jedoch commodityübergreifend für alle offenen Positionen erfolgen.

2. Unternehmensweite Kommunikation

Die Kommunikation der jeweils aktuellen Einsatzoptimierungsfahrpläne in graphischer und tabellarischer Form hilft, Misskommunikationen zur Verfügbarkeit des Kraftwerks oder technischen Rahmenbedingungen, mögliche Fehler in der Optimierung und andere Probleme frühzeitig zu entdecken und schafft einen gemeinsamen Informationsstand zur erwarteten Fahrweise und Profitabilität des Kraftwerks. Dies ist auch für die technische Planung und die Personalplanung in der Erzeugung wichtig.

 

Die im Energiehandel verfolgte Ergebnisentwicklung der Erzeugung liefert relevante Informationen für das Controlling. Sie entspricht mehr oder weniger dem DB1 der Erzeugung.

Agieren an den Regelmärkten

Mit einem Kraftwerk können zusätzliche Ergebnisse am Regelmarkt erzielt werden. Dabei wird das Kraftwerk automatisiert vom Übertragungsnetzbetreiber aufgerufen, um mit einer Anfahrt oder einer Abfahrt zur Netzstabilität beizutragen.  Regelleistung wird in unterschiedlichen Qualitäten ausgeschrieben:

  • Minutenreserveleistung (tägliche Ausschreibung)
  • Sekundärreserveleistung (wöchentliche Ausschreibung)
  • Primärreserveleistung (wöchentliche Ausschreibung)
  • sofort abschaltbare Leistungen (monatliche Ausschreibung)
  • schnell abschaltbare Leistungen (monatliche Ausschreibung)

kraftwerksvermarktung-regelleistung

Für die Teilnahme an den Regelmärkten ist eine Präqualifizierung erforderlich, bei der nachgewiesen wird, dass das Kraftwerk die für die Regelenergiequalität geforderten Laständerungen abfahren kann. Die Vergütung der Aufrufe des Kraftwerks bestimmt sich dann über die täglichen, wöchentlichen oder monatlichen Ausschreibungen.

 

Die Ausschreibungen sehen eine Vergütung in Arbeits- und Leistungspreis vor. Der Leistungspreis wird dabei bei Zuschlag für die Vorhaltung der Leistung bezahlt, der Arbeitspreis nur bei tatsächlichem Abruf des Kraftwerks. Ökonomisch muss der Leistungspreis die verlorene Flexibilität des Kraftwerks kompensieren, das Leistungsspielräume für einen eventuellen Abruf bereithalten muss. Der Arbeitspreis muss dagegen die Grenzkosten des Kraftwerks für die tatsächliche Abfahrt des Regelleistungsabrufs kompensieren.

 

Entsprechend können Mindestpreise für Gebote am Regelleistungsmarkt über Optimierungsrechnungen ermittelt:

1. Optimaler Leistungspreis

Ein erfolgreiches Gebot am Regelleistungsmarkt zwingt das Kraftwerk, für den Angebotszeitraum die erforderliche Leistungsänderung bereitzuhalten. Es schränkt somit die Flexibilität des Kraftwerks ein. Das Kraftwerk ist für den Angebotszeitraum an den übrigen Energiemärkten weniger wert. Der Wert des Kraftwerks im Angebotszeitraum (1 Tag bis zu 1 Monat) kann in erster Näherung durch eine Optimierungsrechnung bestimmt werden. Ein solcher Wert wird einmal ohne Leistungseinschränkung (W0) und einmal mit Leistungseinschränkung (WR) durchgeführt. Der Wertverlust des Kraftwerks ergibt sich dann als W0 abzüglich WR. Dieser Wertverlust muss durch den Leistungspreis gedeckt werden.

 

Auf diese Weise erhält man den minimalen Leistungspreis, für den ein Angebot am Regelleistungsmarkt sinnvoll ist. Interessanter ist freilich der maximale Preis, mit dem man noch einen Zuschlag erhalten könnte. Noch interessanter wäre ein Verfahren der Preissetzung, mit dem man am meisten Geld verdient. Hierzu kann man die umfangreiche Datenbank der Übertragungsnetzbetreiber einer Vielzahl von statistischen Analysen unterziehen. Siehe hierzu auch den Artikel „Welche Erlöse bietet der Regelmarkt“.

2. Optimaler Arbeitspreis

Der Arbeitspreis ergibt sich aus den Grenzkosten für das Abfahren des Aufrufs. Für positive Regelenergie sind dies im Wesentlichen die Gaskosten. Für die Bereitstellung von negativer Regelenergie fallen oftmals keine Grenzkosten an.

3. Gesamtprozess der kurzfristigen Einsatzoptimierung

Im Rahmen des Gesamtprozesses hat die Bereitstellung von Regelleistung Auswirkung auf die nachfolgende Optimierung an den kurzfristigen Märkten. Wird für den Folgetag Regelleistung bereitgestellt, so muss die Optimierung für die Vermarktung an den Spot- und Intradaymärkten die Einschränkung hieraus als zusätzliche Rahmenbedingung berücksichtigen. Wurde negative Regelleistung angeboten, so muss das Kraftwerk fahren, wurde positive Regelleistung angeboten, muss das Kraftwerk die entsprechende Regelleistung bereithalten und kann somit nicht voll fahren.

 

Insgesamt ist die optimale Terminmarktabsicherung und der optimale Dispatch der Erzeugungsanlagen eine der komplexesten und interessantesten Aufgaben der Energiewirtschaft. Sicherlich könnte man zu vielen Aspekten mehr sagen. Wichtige Themen wie z.B. der optimale Einsatz von Atomkraftwerken unter Berücksichtigung der Restriktion der verbleibenden Benutzungsstunden und einige regulatorische Aspekte wie z.B. der zwangsweise sogenannte „Redispatch“ durch den Netzbetreiber wurden nicht behandelt.

 

Ich hoffe, dass Ihnen die Themenauswahl und dieser Übersichtsartikel gefallen hat und freue mich auf Fragen und Anmerkungen.