Bericht von Prognoseforum-Symposium am13. September 2004 "Regelenergie"

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Derzeit werden in Deutschland insgesamt 7'000 MW positive und -5'500 MW negative Regelenergie vorgehalten. Das Marktvolumen wird auf etwa 1 Mrd. EURO geschätzt, wobei auf

• Primärregelung 10 %
• Sekundärregleung 60%
• Minutenreserve 30 %

entfallen. 70 Prozent der Regelenergiekosten werden über die Netznutzungsentgelte verrechnet, mit dem Rest „büssen“ die Bilanzkreisverantwortlichen für die Fahrplanabweichungen. Durch Zusammenlegen der 4 Regelzonen zu einer einzigen lassen sich die Regelenergiekosten zwischen 30 Mio. und 100 Mio. EURO verringern, allerdings zu Lasten verringerter freier Leitungskapazitäten.

Das gut besuchte Symposium behandelte die bereits weitgehend bekannten politischen Positionen zum Regelenergiemarkt (fehlende Transparenz, überhöhte Regelenergiepreise; Quersubventionierungspotential) und die Vorschläge zur Abhilfe (regelzonenübergreifende Ausschreibung der Regelenergie; Reduktion der Sekundärregelung zugunsten der Minutenreserve, Verkürzung von Ausschreibungsfristen und Mindestdauern, kleinere Losgrößen), die auch bereits Eingang in die Entwürfe zur Netzzugangsverordnung Strom gefunden haben.

Im Kontext der Windenergie wurde darauf hingewiesen, dass durch verbesserte Prognosetechniken der (durch Wetterfluktuationen bedingte) Regelenergiebedarf auf etwa 10 Prozent der installierten Windkapazität taxiert werden kann und dafür ein neues wettbewerblich auszuschreibendes Regelenergieprodukt („Stundenreserve“) sinnvoll wäre.

Die lebendig, aber fair geführte Diskussion unter den Experten gab darüber hinaus aber auch eine Reihe neuer Einsichten in die Determinanten von Regelenergiemärkten:

•  Anders als in der Öffentlichkeit gelegentlich dargestellt ist wissenschaftlich noch unentschieden, ob das „Pay-as-Bid“-Auktionsverfahren dem derzeit praktizierten Einheitspreis (MCP, SMP) überlegen ist oder nicht.

•  Während der Lastprognosefehler in der alten Welt der Verbundunternehmen bei 1,7 Prozent lag, liegt er heute je nach ÜNB bei 2 bis 4 Prozent. Dies bedeutet, dass sich der Regelenergiebedarf und die damit verbundenen Kosten verdoppelt haben.

•  Die geringere Prognosegenauigkeit hat auch etwas mit der Strategie der Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) zu tun, ihren Bilanzkreis unter Nutzung der Arbitrage zwischen Spot- und Regelenergiepreis bewusst nicht auszugleichen. Zwar könnte solch ein Verhalten eine Kündigung des Bilanzkreisvertrags zur Folge haben, doch hat bislang noch kein ÜNB derartige Kündigungen ausgesprochen, wozu Teilnehmer u. a. taktische Gründe anführen.

•  Eine nahe liegende Lösung – die Verstärkung des Intraday-Handels – ist insofern nicht zielführend, als dieser eine kontinuierliche Beobachtung der Bilanzkreise durch den BKV mit entsprechend steigenden Management-Kosten erfordert.
  

•  Durch eine Effizienzverbesserung der Regelenergiemärkte wird das (finanzielle) Risiko von Bilanzkreisabweichungen verringert, womit die „Prognosegüte“ weiter sinken dürfte.

•  Um ein weiteres Ansteigen des Regelenergiebedarfs zu vermeiden, muss der Grundsatz der spread-freien Abrechnung von Über- und Unterspeisungen überprüft werden – nach dem Grundsatz, dass gute Prognosen finanziell belohnt und schlechte finanziell bestraft werden müssen.  Die damit verbundenen Mehreinnahmen der ÜNB können mit den allgemeinen Netznutzungsentgelten verrechnet (saldiert) werden.

•  Die Funktionsweise des Regelenergiemarktes ist von maßgeblicher Bedeutung für die Stromversorgungssicherheit. Ein Black-out, wie er vor einer Woche im RWE-Netz stattgefunden hat, verursacht unmittelbare Kosten von 500 Mio. EURO/Stunde. Ein mehrstündiger Black-out in einer gesamtdeutschen Regelzone (vgl. Italien 2003) würde also schnell einmal Kosten erreichen, deren Volumen den Gesamtstromumsatz eines ganzen Jahres übersteigen.

•  Zur Sicherstellung der Regelenergie-Zuverlässigkeit ist dafür zu sorgen, dass jederzeit ausreichende Regelenergie-Kapazität zur Verfügung steht – die notwendige Kapazität also nicht bereits durch Spotgeschäfte blockiert ist. Von daher empfiehlt es sich, das Closing des Regelenergiemarkts zeitlich vor das Closing des Day-ahead-Marktes zu legen. Damit aber ist eine Konvergenz der Intraday-Preise (Preise nach dem Closing des Day-ahead-Marktes) gegen den Regelenergie-Preis nicht möglich.  Die Alternative wären Zwangsmaßnahmen wie beispielsweise das Verbot, Kapazitäten am Regelenergiemarkt (spekulativ) zurückzuhalten.