Trotz gestiegener Prognosequalität und besseren technischen Möglichkeiten der Verbrauchsbestimmung für Strom, gelingt es dem Intraday Handel an der Strombörse immer schlechter das kaufmännische Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage mit dem physikalischen Gleichgewicht aus Erzeugung und Verbrauch in Einklang zu bringen. Es profitieren eine zunehmende Anzahl der Anbieter von Regelleistung für das Deutsche Stromnetz.

Am 25.07.2014 kostete eine MWh Strom an der Spotbörse um die 31,20€ – eine MWh auf dem Markt der Primärregelenergie wurde allerdings mit 3552,44€ geliefert. Klar, die Liefermengen unterscheiden sich deutlich, aber die Preisunterschiede sind so lukrativ, dass der Vattenfall Konzern gegenüber REWorld angibt, dass das Geschäft mit Regelenergie 10% des heutigen Umsatzes der Kraftwerke ausmacht. 10% des Umsatz kommt von nicht einmal 1% der Erzeugungsmenge. Da verschieben sich Prioritäten.

Der Markt für Regelenergie wird in Deutschland auf aktuell 800 Millionen Euro geschätzt. Die Liste der Unternehmen, kann auf der Seite der Übertragungsnetzbetreiber eingesehen werden. Laut REWorld sollen im September weitere 20 Unternehmen zur Liste hinzugefügt werden.

RWE invested as much as 700 million euros on technology for its lignite plants that allow the units to change output by 30 megawatts within a minute. The coal-fired generators were originally built to run 24 hours a day

Es rechnet sich am Goldrausch teilzunehmen und alte Kraftwerke flexibler zu gestalten. Es dürfte sich sogar soweit rechnen, dass Energie in Form von Dampf ungenutzt in die Atmosphäre abgegeben werden kann, wenn keine Regelenergie benötigt wird. Fiktive Flexibilität, die sich zwar für die Anbieter auszahlt, aber einer Umweltbilanz schädlich sein dürfte. Richtig schädlich ist diese Flexibilisierung von Altanlagen für den Stromkunden, der letztendlich für die 800 Millionen Euro zahlen darf.

Ins Stromnetz müssen zu jedem Zeitpunkt soviel Energie eingespeist werden, wie gerade verbraucht wird. Die Stromversorger und Netzbetreiber schätzen den Verbrauch ihrer Kunden und decken sich entsprechend mit Liefermengen zu einem Zeitpunkt ein.  Das Angebot ist der Markt für Strom an der Börse (oder im direkten Handel), das Angebot kommt von den Erzeugern. Erzeuger mit schwankenden Erzeugungsmengen sind ebenfalls am Markt tätig und müssen Überkapazitäten verkaufen und Unterkapazitäten einkaufen. Mit dieser Gemengenlage wird versucht der physikalischen Anforderung der Balance aus Erzeugung und Verbrauch gerecht zu werden.

Faktisch gelingt dies immer schlechter, da die Gewinnerzielungsabsicht der Akteure dafür sorgt, dass optimiert wird. Gehorcht der Kunde (oder das Wetter) dann nicht der Optimierung, dann spricht die Physik den Richterspruch und urteilt mit einem Steigen oder Fallen der Netzfrequenz. Daran ist dann der Abruf der Regelleistung als Automatismus gekoppelt.

Der Stromkunde und der Kleinerzeuger ist von diesem ganzen Geschehen rausgelöst, über ihn wird gerichtet, er darf die Strafe zahlen, die beim Goldgräber einen Rausch auslöst.

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10 Gedanken zu “Regelleistung: Goldgräberstimmung im Strommarkt

  1. Hallo Herr Zoerner,
    die von Ihnen angegeben 3552,44 €/MW sind ein _Leistungspreis_, den der Anbieter von Primärregelleistung dafür erhält, dass er das Kraftwerk die ganze Woche anlässt und bereit ist, Spannungsschwankungen damit auszugleichen. Einen _Arbeitspreis_ (€/MWh) gibt es bei Primärregelleistung nicht.

    Davon abgesehen kann von Goldrausch sicher keine Rede sein. Es ist vielmehr so, dass man versucht, die stark zurückgegangen Erlöse am Spot- und Terminmarkt durch das Anbieten von Regelenergie zu kompensieren. Aber auch hier sind die Preise rückläufig und die Zahl der Anbieter, die hier etwas verdienen möchten, steigt kontinuierlich an. Dieser Markt steht auch EEG geförderten Anlagen offen, was ein wesentliches Geschäftsfeld von NextKraftwerke ist.

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    • Ich denke Herr Zörner hat den Preis pro MWh aus dem Preis für die Leistungsbereitschaft (in MW) und der dann tatsächlich abgerufenen Energiemenge errechnet.

      Hier erkenntlich, dass Einheiten korrekt behandelt werden

      Die Leistungsbereitschaft ist schon nicht ganz günstig und je seltener sie beansprucht wird, desto mehr schießt der Preis für die gelieferte Energie in den Himmel.
      Da Regelenergie vorzeichenbehaftet verkauft wird, kann man neben absurd hohen Preisen für gelieferte Energie aber im Fall von negativer Regelleistung auch noch absurd hohe Mengen hinterher geworfenen Geldes für die Abnahme/Vernichtung/Abregelung überschüssiger Energie feststellen.

      Was so absurd scheint, besonders bei negativer Regelleistung, ist bei genauem Blick aber auch eine große Chance.
      Normalerweise wird die vom „unbedarften Laien“ die Rechnung aufgestellt, dass sich ein Akkuspeicher ab Speicherkosten von etwa 10 Cent/KWh lohnt. (Ganz plump, 10 Cent Speicherkosten + 15 Cent Photovoltaik Gestehungskosten sind kleiner als Strombezugskosten eines Endverbrauchers.)
      Wenn man das ausrechnet, kommt man bei „50% Flachladung“ und einer Zyklenfestigkeit von ~2500 Zyklen als Grenzwert auf ~125 €/KWh Speicherkapazität, alles darunter rechnet sich … gegenwärtige Akkus stehen aber eher bei 1000€/KWh Speicherkapazität. Akku-Speicher rechnen sich also heute nicht?

      Denkste, man muss es nur anders angehen!

      Was wenn man seinen Speicher als negative Regelleistung verkaufen kann? Dann finanziert plötzlich die Bereitstellung der „Ladeleistung“ den Akku und die im Bedarfsfall aus dem Netz gezogene Energie steht dann dem Anbieter der Regelleistung als „geschenkte“ Energie zur Verfügung. Jetzt bräuchte man halt Akkus mit Ladeleistung im Bereich von Megawatt … oder weil man es bei vielen PV schon hat, Rundsteuerempfänger zum Abschalten vieler Anlagen … oder halt viele Akkus mit Rundsteuerempfänger in den Kellern. Heizpatronen und Wärmepumpen im Pufferspeicher funktionieren auch mit einem Rundsteuerempfänger.
      Man müsste nur so eine „Horde“ koordinieren können … als Primäre Regelleistung geht es kaum, die Anforderungen (100%der Regelleistung innerhalb von 30 sekungen) sind etwas zu hart. Die schnellsten verfügbaren Rundsteuersysteme benötigen >7 Sekunden zur Signalübertragung für ein Schaltsignal, das würde zwar noch aus reichen, aber da man nicht weiß, ob wirklich alle „angeschlossenen“ Systeme im Verteilten Schwarm reagieren können (volle Akkus, wegen Arbeiten am (Orts-)Netz abgeklemmte Segmente, geflogene Sicherungen, andere Defekte) benötigt man -über sekundäre Kommunikations-Kanäle- noch Rückmeldungen und weitere „Leistungsstufen“ die über erneute Rundsteuersignale ansprechen kann.

      Aber als Sekundäre-Regelleistung scheint es machbar und ein erster Anbieter will damit im September an den Markt gehen.

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      • Woher kommen denn Daten über die abgerufene Primärregelleistung? Sicher nicht von regelleistung.net, dort wird Sie nämlich nicht veröffentlicht. Auch den Link auf den anderen blog-Artikel hilft nicht weiter, da dieser, wie damals von mir angemerkt, ebenfalls sehr viele Fehler enthält.

        Man muss bei den Arbeitspreisen die Merit-Order und die Abrufwahrscheinlichkeit beachten. Es gibt eine ganz Reihe von SRL-Anbietern, die Arbeitspreis von +-6000€/MWh (je nach Richtung) haben, diese aber de facto so gut wie nie bekommen (vielleicht für eine Minute pro Woche), da die Abrufwahrscheinlichkeit für diese Anbieter, die ganz am Ende der Merit Order stehen, fast 0 ist. Die ersten 500 MW Regelleistung sind der Bereich, in dem sich am meisten abspielt und die Arbeitspreise halten sich dort in Grenzen.

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  2. Falls das Anbieten von Regelenergie tatsächlich so lukrativ geworden ist stünde dies im eklatanten Widerspruch zu den ebenfalls in letzter Zeit immer wieder geäußerten Klagen, dass sich sowohl der Betrieb flexibler Gaskraftwerke nicht mehr rentiert und daher viele stillgelegt werden sollen (z. B. Irsching) und sich auch Pumpspeicherkraftwerke (in Deutschland und in der Schweiz) nicht mehr rechnen und deswegen ebenfalls nicht mehr gebaut oder sogar stillgelegt werden sollen. Sind diese Angaben also humbug (und als Propaganda für die Einführung eines möglichst großzügigen Kapazitäts“markts“ anzusehen) oder hat der anscheinend so boomende Regelenergiemarkt vielleicht doch irgendeinen Haken?

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    • Eigentlich eine sehr gute Frage. Vielleicht geht wird daraus aber eine Schuh, wenn man es von der Ursachenseite aufsäumt. Regelenergie und ihre Verrechnung ist eben ein Thema, was wieder sehr weit vom eigentlichen Endkunden entfernt liegt.

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    • Update:
      Wie ich in dem verlinkten Bloomberg-Artikel lesen konnte dürfte die Rendite der Regelenergieanbieter bald zurückgehen: „The average price for capacity available within five minutes has dropped to 1,109 euros a megawatt in the week starting July 14, from 1,690 euros in the second week of January…“
      Offenbar kommen jetzt (wegen erleichterter Zutrittsbedingungen?) mehr Anbieter auf den Markt, um auch was vom Kuchen abzubekommen.
      Dass sich Pumpspeicherkraftwerke und bestehende Gaskraftwerke derzeit dennoch nicht rechnen könnte meiner Vermutung nach vielleicht daran liegen, dass sich diese nicht dort befinden wo sie gebraucht werden und wegen begrenzter Netzkapazitäten vom Kuchen nix abbekommen. So könnte sich auch das neue Kraftwerk Isching als eine Fehlinvestition (von vielen) der Konzerne herausgestellt haben.

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      • Die Netzkapazitäten sind wohl keine Beschränkung bei der Teilnahme am SRL-Markt, inzwischen werden ja auch keine Kernanteile mehr ausgeschrieben. Inzwischen haben eine ganze Reihe von Unternehmen das wirtschaftliche Potential entdeckt und wollen einen Teil vom Kuchen abhaben.

        Warum sich das alles aber nicht per se lohnt: Damit ein thermisches Kraftwerk Regelleistung erbringen kann, muss es i. A. an sein. Dann muss man aber den Leistungspreis schon so dimensionieren, dass er die Verluste am Spotmarkt kompensiert werden (bei z. B. 40 € Grenzkosten und 30 € Spoterlöse würde man normalerweise nicht fahren). Das bedeutet aber, dass man nur noch über die Arbeitspreise Geld verdienen kann. Inzwischen gibt es aber u. A. den Intradayhandel und einen länderübergreifenden Austausch von Regelleistung, so dass weniger Regelleistungsarbeit abgerufen wird als früher.

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    • @Jochen:

      Es ist nur scheinbar ein Widerspruch. Man muss sich einmal die Reaktionszeiten für Primär-, Sekundär- und Tertiär-Regelleistung im vergleich zu den Kaltstart-Zeiten diverser Kraftwerksarten vor Augen führen.

      Wasserkraftwerke sind eigentlich unschlagbar, was die Regelleistungsfähigkeit betrifft. Nur ist der verfügbare Leistungsumfang hierzulande begrenzt.

      Primärregelleistung kann von allen fossil-thermischen Kraftwerken allenfalls aus dem laufenden Betrieb heraus erbracht werden. Auch Gasturbinen brauchen aus dem Stand heraus zu lange um Nenndrehzahl zu erreichen.

      Die Grundlastbraunkohlemeiler können aber mit der sogenannten Kesselreserve nahezu beliebig günstig Primärregelleistung anbieten. (Das ist ein zusätzlicher Druckkessel der unter hohem Druck gehalten wird. Bei Bedarf wird ein Ventil geöffnet und die Turbine kommt innerhalb von Sekunden auf höhere Leistung.)
      Mit einer Leistungsänderungsgeschwindigkeit von 1-2% der Nennleistung pro Minute kann so ein GW-Block ausserdem ein kleines Kontingent sekundäre Regelleistung anbieten. Hält man den Block auf ~90% der Nennleistung kann sowohl negative wie positive Regelleisutng gleichzeitig angeboten werden.
      Das kann eine Gasturbine mit einer Änderungsgeschwindigkeit von 8% der Nennleistung zwar deutlich besser und in größerem Umfang, aber eben auch nur aus dem laufenden Betrieb heraus und genau der ist ein vielfaches teurer, als bei Braunkohle (oder Steinkohle) und zudem verdrängt die Photovoltaik die Gaskraftwerke aus dem Spitzenlastbetrieb.

      Kurzum, mit ~16-19 GW Braunkohlegrundlast kann Primär- und Sekundärtregelleistung im Umfang einiger hundert MW angeboten werden und in der Mischkalkulation kann das auch günstiger als bei anderen Kraftwerkstypen geschehen.
      Die nächst besten Angebote kann Steinkohle machen, diese Kraftwerke bringen es immerhin schon auf Leistungsänderungsgeschwindigkeiten von 2-4% der Nennleistung pro Minute und kommen auch -zumindest Tagsüber als Mittellast- auf die entsprechenden Laufzeiten.

      Werden Gaskraftwerke aus dem Normalbetrieb verdrängt, dann werden sie auch weitestgehend aus der Primärregelung verdrängt. Letzlich müsste ein Gaskraftwerk in einer Mischkalkulation seinen Normalbetrieb über sehr hohe Preise für Primärregelleistung querfinanzieren … genau damit ist Primärregelleistung aus Gaskraftwerken dann aber die teuerste … und wird als letzte „gezogen“.

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  3. Unlösbare Probleme „geh ich weg vom fleck ist der überzieher weg“ :mrgreen:

    Warum muss eine „Regelleistung“ (immer) von einer Quelle kommen, die zu dem Zeitpunkt der Anforderung erst „Hochgefahren“ werden muss ? Warum nicht z.B. „Kombi-Cluster“ – dezentral aber schwerpunktorientiert, bestehend aus (standortabhängig) Groß-PV, Windkraft, Biokraftwerk usw. ? Was gerade nicht im „Netz“ verlangt wird, produziert „Power to Gas“ und lässt sich sofort umschalten und oder startet selbst eine Gasturbine.

    Wer nicht kleinkariert immer auf das schaut was gerade – warum auch immer NICHT geht – wird wohl kaum eine Lösung finden. Keinesfalls DIE Lösung. Es ist „unnatürlich“ nur eine Lösung anzustreben.

    (Noch) Aktive AKW bekommen eine Gasturbine „verordnet“ um deren Schwarzstartfähigkeit zu ermöglichen. Das Ding läuft durch, immer dann, wenn das AKW z.B. mal wieder die Dübel zählen muss oder weil es inzwischen ganz weg vom Fenster ist …. Womit gleich die bestehenden – jedenfalls ein Teil davon – Hochspannungsgeräte und Leitungen weiter einen vernünftigen Nutzen haben.

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  4. Hallo,
    eine Frage dazu. Warum schwankt der Leistungspreis so stark? Er hängt ja vermutlich mit dem Spotmarkt zusammen bzw. der Spotmarkt hängt ja eher von dem Regelenergiemarkt ab, da dort ja als erstes geboten werden muss. Aber warum gibt es dann häufig zum Jahreswechsel so große Leistungspreisschwankunge?

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