Kein Mensch will heute oder in Zukunft schlecht versorgt sein. Das Bedürfnis der Risikominimierung zu befriedigen ist ein profitables Geschäftsfeld, dem vor allem die Versicherungen nachgehen. Bei selbiger Branche kann man auch sehr gut lernen, was passiert, wenn die Branchenexperten versuchen das Risiko der Bürger in Profit umzurechnen.

Beim Strommarkt für die Energiewende können Diskussionen und Warnungen der Experten vernommen werden, die sehr stark an die Zeit vor der Riester-Rente erinnern. 12 Jahre nach der Einführung der 3. Säule der Altersversorgung sind die Profiteure und die Auswirkungen auf der Versorgungssicherheit bekannt.

Arbeitsgruppe 1:
„Versorgungssicherheit und Marktdesign“

Wie soll der Strommarkt gestaltet sein, damit dieser bei wachsenden Anteilen von Wind- und Sonnenstrom eine zuverlässige, möglichst kosteneffiziente und umweltverträgliche Stromversorgung sicherstellt? Um diese Frage mit den relevanten Akteuren zu diskutieren, hat das Bundeswirtschaftsministerium ein neues Dialogforum gegründet: die Plattform Strommarkt.  (Quelle: Bundeswirtschafts Ministerium)

Zu den relevanten Akteuren zählen die EnBW (Netze BW), die Internationale Energieagentur (IEA), Frontier Economics, r2b und andere. Eine Gruppe an Teilnehmern des Plenums, die von den Stromkunden das Mandat nehmen, die Risiken der Versorgungssicherheit beim Strom monetär auszugestalten.

Man kann sich beim Thema Versorgungssicherheit  im öffentlichen Stromnetz  sehr lange über das Wetter unterhalten. Tatsächlich gibt es nur den Punkt der Investitionssicherheit als Überschneidungsmenge. Das Marktdesign bestimmt die Regeln, unter denen eine gefährdete Versorgung festgestellt wird. Wird diese festgestellt, so sendet der Markt ein Signal, welches in die Rentabilitätsrechnung  der Erzeuger eingeht und deren Investitionen steuert.

Das Dilemma beim aktuellen Strommarkt in Deutschland ist, dass es einen Bestand an Überkapazitäten zur Stromerzeugung gibt. Dieser führt dazu, dass vom Markt (scheinbar) kein Signal ausgeht, welches Investitionen rechtfertigt.

Erste Ergebnisse der AG1

EOM kann im Grundsatz auch ohne „explizite“ Leistungspreise
ausreichende Versorgungssicherheit gewährleisten (Präsentation von Frontier Economics)

Die Teilnehmer der ersten Sitzung wiederholen eine These, die allgemein bekannt ist: Das aktuelle Marktdesign bietet Versorgungssicherheit.

Beim aktuellen Marktdesign wird von einem sogenannten Energy-Only-Markt (kurz: EOM) gesprochen. Bei einem solchen Markt erhält der Erzeuger nach verkaufter Menge Strom zu einem Zeitpunkt sein Geld. Der Käufer (Verbraucher) zahlt im Gegenzug für eine gekaufte Menge Strom.  Bei den privaten Stromkunden sind die Preise dabei meist über mehrere Monate stabil – bei den Börsenpreisen schwanken diese im 15-Minuten-Takt.

Damit bei einer kurzzeitigen Verknappung nicht zu wenig Strom erzeugt wird, steigt der Strompreis an der Börse (Spot-Markt) an. In diesem Fall wird es für teurere Kraftwerke rentabel einzuspeisen, wodurch die Versorgung sichergestellt wird.

Bei Next-Kraftwerke hatte man für das Stromprodukt der Minutenreserve (Teil der Regelleistung) sogar klassische Notstromaggregate verwendet, welche man in Stadien oder großen Unternehmen findet (vergl Beitrag „Notstromaggregate von der Kostenfalle zur Einnahmequelle„). Die Erzeugung von Strom in einem solchen Gerät ist extrem teuer und rechnet sich für die Betreiber nur, wenn ein sehr hoher Preis je Mengeneinheit bezahlt wird. Im Falle der Notstromaggregate geht man von unter 10 Betriebsstunden pro Jahr aus.

versorgungsdreieckAufgabe des Marktes ist es die notwendige Stabilität der Investitionen langfristig zu gewährleisten. Erreicht wird dies durch eine Balance entlang eines Investitionsdreieck. Anreize zu einer Investitionen können vom Markt ausgehen, wenn die Planbarkeit der Einnahmen durch stabile Regeln geben ist. Ist es zum Beispiel möglich, einen Business Case über 10 Jahre zu definieren, steigt die Bereitschaft zu einer Investition. Ähnliche Auswirkungen hat die Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugungsanlage selbst. Bei geringen Kosten zu Stand-By-Zeiten wird ein Signal zur Investition vom Markt gesendet.

Eine Erhöhung des Versorgungssicherheits-Niveaus bedingt eine exakte Definition dessen, was zukünftig als „Sicher“ eingestuft wird. Für das Funktionieren der Versorungssicherheit im Rahmen eines Enregy-Only-Marktes ist es daher unbedingt notwendig ein Kennzahlensystem oder unabhängige Zertifizierungen vorzuhalten.

In der Konsequenz bedeutet dies für das Design des Hybridstrommarktes, dass für beide Marktbereiche die Möglichkeit zu Marktsignalen geschaffen werden muss. Für den Bereich der Kapazitätsmiete erfolgt dies über eine langfristige Planbarkeit der Mieteinnahmen. Es obliegt des Vertragspartnern, die Zeiträume der Verträge zu gestalten.  Im Bereich des Leistungsmarktes wird beim Hybridstrommarkt auf die gleichen Anreize wie bei dem Energy-Only-Markt gesetzt. Durch Verknappung kommt es zu Preisänderungen, die zur Deckung der Kosten genutzt werden müssen.

Unklare Definition von Versorgungssicherheit

Es erscheint relativ schwierig die Sicherheit einer Einspeisung für einzelner Anlagen klar zu definieren. Aus der IT ist bekannt, dass eine Verfügbarkeit von 99% immer noch bedeutet, dass ein System an 3,65 Tagen im Jahr ausfällt.

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Bei einem Marktdesign, welches das Konzept einer Bereitschaftszeit vorsieht – wie es zum Beispiel beim dezentralen Leistungsmarkt, oder bei einem Kapazitätsmarkt der Fall ist – fällt eine Verfürbarkeitsberechnung deutlich schwieriger aus.  Fällt eine ungeplante Nichtverfügbarkeit in den Zeitpunkt des Bereitschaftsdienstes, so sendet diese zunächst keine Signale an den Markt, die eine Anpassung des Wertes der Versorungsleistung bringt.

Das Verfahren eines Bereitschaftsdienstes und die daraus resultierenden Einschränkungen sind bereits heute bei den Abrufen der Minutenreserve (Regelleistung) bekannt. Von den Anbietern der Minutenreserve wird eine Kapazität vorgehalten, die im Falle eines Abrufes zum Einsatz kommen müsste. Aus der Liste der Merit-Order-Abweichungen, die von den Übertragungsnetzbetreibern geführt wird, ergeben sich die Einschränkungen eines solchen Verfahrens. In den Jahren 2013 und 2014 werden insgesamt 262 Vorfälle gemeldet, bei denen ein unmittelbarer Einsatz der Minutenreserve nicht möglich gewesen ist.

Grund der Einschränkung Anzahl
Abmeldungen 16
Anbieter nicht erreichbar 24
Anbieter war nicht erreichbar 109
Engpass-Eingabe 17
Manuelle Aktivierung 31
Mindestabrufdauer 1
Netzengpass 98
Test-Aktivierung 1
Gesamt Vorfälle 2013/2014 261

Die notwendigen Regeln können am einfachsten in individuellen Dienstgütevereinbarung zwischen einzelnen Vertragspartnern geregelt werden. Beim Hybridstrommarkt erfolgt dies im Bereich der Kapazitätsmiete. Die preisliche Ausgestaltung kann von der Risikobewertung des einzelnen Stromkunden abhängig gemacht werden.

Damit im Falle einer vertraglich garantierten, aber nicht eingehalten Versorgungszusage, es zu keiner Unterbrechung beim Kunden kommt, tritt der Leistungsbezug (Energy-Only-Markt) als quasi Ersatzbelieferung ein. Aus Sicht der Anlagenbetreiber ist ein Leistungsangebot somit ein Angebot zur Absicherung der  Dienstgüte aus der Kapazitätsmiete. Bekannt ist diese Art der Doppelabsicherung aus der heutigen Verfahrenspraxis in der Direktvermarktung (=Intraday Handel mit Ausgleichenergie am Spotmarkt).

Dezentralität zur Risikominimierung

Das aktuelle Strommarkt-Design reguliert die Stilllegung von größeren Kraftwerken über die Reservekraftwerksverordnung (ResKV). Dabei wird vereinfacht im Falle einer geplanten Betriebsaufgabe von den Übertragungsnetzbetreibern das Risiko eingeschätzt und entsprechend entschieden. Sinnvoll hinsichtlich einer Risikominimierung ist eine Distribution des Ausfallrisikos auf kleinere Einheiten. Rein von der Wahrscheinlichkeitsrechnung wird das Risiko eines vollständigen Systemversagens damit deutlich minimiert.

Am Beispiel des Block-C Kraftwerk Hamm lässt sich recht gut erkennen, dass die bestehende Regulierung unzureichend ist das Niveau der Versorgungssicherheit zu steigern.  Der Kraftwerks-Block C soll ab April 2015 in die sogenannte Kaltreserve überführt werden, wobei im letzten Betriebshalbjahr die Zuverlässigkeit des Blocks nicht den marktüblichen Werten entspricht.

Datum Grund der Leistungseinschränkung
30.09.2014 Technischer Defekt
13.10.2014 Technischer Defekt
17.10.2014 Technischer Defekt
23.10.2014 Technischer Defekt
25.10.2014 Technischer Defekt
26.10.2014 Technischer Defekt
09.11.2014 Revision
21.11.2014 Technischer Defekt
07.12.2014 Revision
09.12.2014 Technischer Defekt
13.12.2014 Technischer Defekt
26.12.2014 Technischer Defekt

Die Bundesnetzagentur teilt auf Anfrage mit:

Kraftwerksbetreiber, deren Anlagen zur Sicherung der Versorgungssicherheit durch einen systemverantwortlichen Netzbetreiber im Rahmen der sog. Netzreserve herangezogen werden, erhalten eine Vergütung.

Leider kann man bei den ungeplanten Ausfällen in Hamm nicht von einem Einzelfall sprechen. Im Rahmen der sogenannten Urgent-Market-Messages sind die Betreiber von größeren Kraftwerken verpflichtet, eine ungeplante Leistungseinschränkung zu melden. Im Referenzjahr 2014 ist dabei eine klare Tendenz erkennbar.

einschraenkung_steinkohle

Für den Beginn des Jahres 2015 ergibt sich eine ungeplante Nichtverfügbarkeit für Stromerzeugung aus Steinkohle von 25% der kommerziell genutzten Kapazitäten. Um diese eine 99,5% Versorgungssicherheit einer einzelnen Anlage sicherzustellen, muss 133% der Leistung vorgehalten werden. Zu berücksichtigen ist, dass dieser Idealwert nur für eine Co-Location gilt. Beim Ziel einer hohen Versorgungssicherheit sind allerdings auch die Ausfälle in der Stromlogistik zu berücksichtigen. Von den 261 Abweichungen in der Merit Oder Liste der Minutenreserve wird 98 mal die Netzseite als Begründung genannt.

Wirtschaftlich sinnvoller ist es kleine Erzeugungseinrichtungen in der Fläche zu verteilen. Dadurch lässt sich insgesamt der Aufwand für die Stromlogistik reduzieren und die Versorgungssicherheit des gesamten Systems erhöhen.

Fazit für den Hybridstrommarkt

Versorgungssicherheit mit elektrischer Energie ist  eines der wichtigsten Güter einer industriellen Gesellschaft.  In einer Marktwirtschaft geht vom Käufer eine Signalwirkung aus, die zu einer direkten Kontrolle der Zuverlässigkeit führt. Beim Teil der Kapazitätsmiete muss es im Falle einer ungeplanten Nichtverfügbarkeit zu einer Minderlieferung kommen, die für den Kunden als zusätzlich benötigte Ausgleichenergie (Leistungsmarkt) ersichtlich ist. Nur so erhält der Kunde die Möglichkeit seine martwirtschaftliche Kontrollfunktion auszuüben.

Für den Leistungsmarkt (Energy-Only) wird festgestellt, dass er per Defintion über die Preisfunktion eine hohe Versorgungssicherheit gewährleistet.

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