Effiziente Integration erneuerbarer Energien in
den deutschen
Elektrizitätsmarkt
vorgelegt von
Diplom-Ingenieur
Christian A. Nabe
Von der Fakultät VIII – Wirtschaft und Management
der Technischen Universität Berlin
zur Erlangung des akademischen Grades
Doktor der Wirtschaftswissenschaften
- Dr. rer. oec. -
genehmigte Dissertation
Berichter: Prof. Dr. Dietmar Winje
Berichter: Prof. Dr. Georg Meran
Tag der wissenschaftlichen Aussprache: 07.03.2006
Berlin 2006
D 83
Christian A. Nabe
Effiziente Integration erneuerbarer Energien in den deutschen
Elektrizitätsmarkt
- Abstract -
Im Rahmen der Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft wird eine zunehmende Durchführung
von Koordinationsaufgaben des Elektrizitätsversorgungssystems durch Märkte und Marktpreise
angestrebt. In dieser Arbeit wird untersucht, wie Strommärkte gestaltet sein müssen, um eine
effiziente Durchführung von Koordinationsaufgaben, die durch die Integration von Anlagen zur
Nutzung erneuerbarer Energien in das System entstehen, zu gewährleisten. Die ermittelten
Gestaltungsrichtlinien werden an der gegenwärtigen deutschen Marktgestaltung gespiegelt, um
Handlungsempfehlungen abzuleiten. Zur Untersuchung wird der industrieökonomische Strukur-
Verhalten-Ergebnis Ansatz angewendet, nach dem die Marktergebnisse unterschiedlicher
Regulierungen von Marktstrukturen und Marktverhalten verglichen werden, um daraus
Rückschlüsse auf die Effizienz der Regulierungsform abzuleiten.
Die Integration von erneuerbaren Energien führt zu keinen grundsätzlich neuen
Koordinationsaufgaben, sondern erschwert die in jedem Elektrizitätsversorgungssystem
bestehenden. Im kurzfristigen Zeitbereich handelt es sich vor allem um die Bereitstellung und
den Einsatz von Reserveleistung. Im langfristigen Zeitbereich betrifft dies die Abstimmung des
Kraftwerksparks hinsichtlich der Verhältnisse von Investitions- zu Betriebskosten der einzelnen
Kraftwerke und seiner Flexibilitätsstruktur auf die Charakteristika der erneuerbaren Energien.
Die kurzfristigen Koordinationsaufgaben mit dem Netz bestehen aus erhöhten Anforderungen an
das Netzengpassmanagement zur Erzielung eines kostenoptimalen Redispatchs. Langfristig
muss zwischen den Kosten des Netzausbaus und des dauerhaften Engpassmanagements
abgewogen werden.
Bei der Durchführung der von erneuerbaren Energien beeinflussten Koordinationsaufgaben sind
im kurzfristigen Zeitbereich zentrale und integrierte Marktarchitekturen den dezentraleren
Architekturen überlegen: Die Erhöhung von kurzfristigen Koordinationsanforderungen
erneuerbaren Energien durch die Inflexibilitäten von Erzeugern und Verbrauchern bedeutet eine
erhöhte Informationsdichte, die bei der Koordination berücksichtigt werden muss. Werden diese
Informationen in einem Markt zentralisiert, kann eine erhöhte produktive Effizienz des
Kraftwerkseinsatzes erzielt werden.
In Deutschland werden die gestiegenen Koordinationsaufgaben durch die Integration von
Windgeneratoren geprägt. Die bestehende Marktarchitektur weist bei der Koordination im
kurzfristigen Zeitbereich Ineffizienzen auf. Diese zeigen sich bei einer Analyse der
Durchführungsregeln des Regelenergiemarktes sowie der dort erzielten Marktergebnisse in
Form von deutlichen Abweichungen von wettbewerblichen Preisen. Die indirekte Integration von
erneuerbaren Energien in den Strommarkt führt zu zusätzlichen Transaktionskosten durch
Profiltransformationen. Die im Jahr 2004 erfolgte Novelle des Erneuerbare Energien Gesetzes,
das die Marktintegration definiert, enthält Maßnahmen zur Verminderung dieser Ineffizienzen,
jedoch wird am Prinzip der indirekten Integration festgehalten.
Auf Basis der Analyseergebnisse werden Veränderungen der Regulierung der Marktstruktur
vorgeschlagen. Eckpunkte sind die die Einführung einer Direktvermarktung sowie die
Zentralisierung und Integration von kurzfristigen Koordinierungsaufgaben in einer Institution. Der
Aufgabenbereich dieser Institution umfasst die Abwicklung des day-ahead-, intraday- und
Regelenergiemarktes sowie des Netzengpassmanagements.
Weiterer Forschungsbedarf besteht in der Quantifizierung von Effizienzgewinnen durch die
vorgeschlagenen Maßnahmen sowie zur Analyse der Auswirkungen auf die Strompreisstruktur.
1
Inhaltsverzeichnis
ABBILDUNGSVERZEICHNIS..........................................................................................................4
TABELLENVERZEICHNIS............................................................................................................... 5
1 EINLEITUNG............................................................................................................................. 6
1.1 Motivation............................................................................................................................................ 6
1.2 Ziele der Arbeit.................................................................................................................................. 11
1.3 Methodik ............................................................................................................................................ 12
1.4 Aufbau der Arbeit ............................................................................................................................. 15
2 KOORDINATIONSAUFGABEN IM ELEKTRIZITÄTSVERSORGUNGSSYSTEM DURCH DIE
INTEGRATION VON ERNEUERBAREN ENERGIEN ................................................................... 17
2.1 Rahmenbedingungen der Koordinationsaufgaben......................................................................... 17
2.1.1 Besonderheiten des Gutes Strom und des Elektrizitätsversorgungssystems ............................... 17
2.1.2 Dimensionen der Versorgungszuverlässigkeit ............................................................................ 18
2.1.3 Charakteristika der Elektrizitätsnachfrage................................................................................... 21
2.1.4 Charakteristika des Elektrizitätsangebotes .................................................................................. 23
2.2 Überblick über die Koordinationsaufgaben des Elektrizitätsversorgungssystems..................... 29
2.3 Kurzfristige Koordinationsaufgaben und -instrumente ................................................................ 31
2.3.1 Koordinationsaufgaben und -instrumente im Sekunden- und Minutenbereich........................... 31
2.3.2 Tägliche und untertägige Koordinationsaufgaben....................................................................... 35
2.3.3 Wöchentliche bis jährliche Koordinationsaufgaben.................................................................... 36
2.4 Langfristige Koordinationsaufgaben............................................................................................... 37
2.5 Koordinationsaufgaben mit der Wertschöpfungsstufe Transport und Verteilung..................... 42
2.5.1 Charakteristika der Übertragung und Verteilung ........................................................................ 42
2.5.2 Koordinationsaufgaben unter Einbeziehung des Stromnetzes..................................................... 43
2.6 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen ................................................................................... 45
2
3 GESTALTUNGSMÖGLICHKEITEN DER MARKTSTRUKTUR ZUR INTEGRATION VON
ERNEUERBAREN ENERGIEN...................................................................................................... 47
3.1 Grundsätzliche Gestaltungsparameter von Strommärkten .......................................................... 49
3.2 Gestaltung von Strommärkten für kurzfristige Koordinationsaufgaben .................................... 52
3.2.1 Gestaltung von Echtzeitmärkten..................................................................................................52
3.2.2 Gestaltung von Zukunftsmärkten ................................................................................................ 53
3.2.3 Gestaltung von Regelenergiemärkten.......................................................................................... 56
3.2.4 Gestaltung von Marktarchitekturen............................................................................................. 59
3.2.5 Durchführungsregeln in Strommärkten....................................................................................... 65
3.3 Gestaltung von Strommärkten für langfristige Koordinationsaufgaben..................................... 68
3.3.1 Koordination der Investition in Erzeugungsleistung ................................................................... 68
3.3.2 Langfristige Koordination der Kostenstruktur und Betriebsflexibilität der Erzeugungsleistung 71
3.3.3 Langfristige vertikale Koordination mit der Übertragung und Verteilung.................................. 71
3.4 Dynamische Aspekte der Koordination im Elektrizitätsmärkten................................................. 73
3.4.1 Innovationsförderung durch Marktarchitekturen......................................................................... 73
3.4.2 Dynamische Entwicklung der Marktarchitektur.......................................................................... 75
3.5 Marktintegrationsformen der Stromlieferungen aus Erneuerbaren Energien........................... 76
3.5.1 Integrationsgrad von Prozessschritten der Stromvermarktung von Erneuerbaren Energien....... 77
3.5.2 Indirekte Vermarktung vs. direkte Vermarktung......................................................................... 80
3.5.3 Struktur der Vergütungen der Anlagenbetreiber ......................................................................... 81
3.5.4 Grüner Strommarkt...................................................................................................................... 82
3.5.5 Praktische Ausgestaltungen von Marktintegrationsformen......................................................... 83
3.6 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen ................................................................................... 84
4 DEUTSCHE MARKTGESTALTUNG FÜR ERNEUERBARE ENERGIEN UND EVALUATION
MÖGLICHER VERÄNDERUNGEN................................................................................................ 89
4.1 Rahmenbedingungen für die Integration von Erneuerbaren Energien in Deutschland............. 89
4.1.1 Unternehmensstruktur und ihre Regulierung............................................................................... 90
4.1.2 Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit in Deutschland..................................................... 90
4.1.3 Marktintegrationsform für Stromlieferungen aus Erneuerbaren Energien in Deutschland......... 97
4.2 Koordinationsaufgaben bei der Integration von Erneuerbaren Energien in das deutsche
Elektrizitätsversorgungssystem.................................................................................................................. 106
4.2.1 Lastmanagementpotential der deutschen Elektrizitätsnachfrage............................................... 106
3
4.2.2 Charakteristika und Veränderungen der in Deutschland eingesetzten
Stromerzeugungstechnologien .................................................................................................................. 107
4.2.3 Veränderungen der Koordinationsaufgaben im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem..... 109
4.3 Architektur und Durchführungsregeln der deutschen Strommärkte........................................ 110
4.3.1 Gestaltung der kurzfristigen Koordination................................................................................ 111
4.3.2 Gestaltung der kurzfristigen vertikalen Koordination mit der Wertschöpfungsstufe
Übertragung/Verteilung............................................................................................................................. 112
4.3.3 Durchführungsregeln der deutschen Regelmärkte..................................................................... 115
4.4 Marktergebnisse der kurzfristigen Koordinationsinstrumente.................................................. 116
4.4.1 Marktergebnisse des Regelenergiemarktes................................................................................ 117
4.4.2 Verhalten und Ergebnisse des Echtzeitmarktes: Arbitrage zwischen day-ahead-Markt und
Echtzeitmarkt............................................................................................................................................. 121
4.5 Veränderungen der kurzfristigen Koordinationsinstrumente.................................................... 124
4.5.1 Zuschnitt der Regelzonen und Organisation des Regelmarktes ................................................ 124
4.5.2 Veränderungen des Netzengpassmanagements......................................................................... 125
4.5.3 Veränderung der Präqualifikation von Anbietern auf dem Regelenergiemarkt ........................ 126
4.5.4 Preisbildung auf dem Echtzeitmarkt.......................................................................................... 127
4.6 Struktur, Ergebnisse und Veränderungen der langfristigen Koordinationsinstrumente......... 128
4.6.1 Langfristige horizontalen und vertikale Koordination .............................................................. 128
4.6.2 Langfristige vertikale Koordination mit dem Netzausbau......................................................... 129
4.6.3 Dynamische Aspekte der Regulierung des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems........... 130
4.7 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen ................................................................................. 131
5 ZUSAMMENFASSUNG, SCHLUSSFOLGERUNGEN UND AUSBLICK............................. 136
6 GLOSSAR............................................................................................................................. 141
7 LITERATURVERZEICHNIS .................................................................................................. 144
7.1 Gesetze und Verordnungen............................................................................................................ 144
7.2 Verwendete Literatur...................................................................................................................... 144
8 ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS............................................................................................. 158
4
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1-1: Systemelemente und kausale Beziehungen im statischen SVE-Ansatz für den
Elektrizitätsmarkt ................................................................................................................................... 12
Abbildung 2-1: Koordinationsaufgaben in Elektrizitätsversorgungssystemen ............................................... 30
Abbildung 2-2: Zeitlicher Einsatz der kurzfristigen Koordinationsinstrumente ............................................. 33
Abbildung 2-3: Notwendige Anpassung der Kostenstruktur konventioneller Kraftwerke bei der Nutzung von
EE............................................................................................................................................................ 39
Abbildung 2-4: Beispielhafter Verlauf des Leistungskredites für Windenergie in einem Modellsystem....... 41
Abbildung 3-1: Struktur der Untersuchung von Elementen der Marktstruktur............................................... 48
Abbildung 3-2: Analysierte Elemente der Marktstruktur von Strommärkten................................................. 49
Abbildung 3-3: Märkte als Bausteine von Marktarchitekturen....................................................................... 50
Abbildung 3-4: Beziehungen zwischen kurzfristigen Strommärkten.............................................................. 62
Abbildung 3-5: Dynamische Beziehungen im SVE-Ansatz für den Elektrizitätsmarkt.................................. 73
Abbildung 3-6: Prozessschritte der Vermarktung von Energie aus EE........................................................... 78
Abbildung 4-1: Leistungsbilanz des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems zum Zeitpunkt der
Jahreshöchstlast 2002 in GW .................................................................................................................. 92
Abbildung 4-2: Entwicklung der Leistungsbilanz des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems ............... 92
Abbildung 4-3: Erwarteter Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland bis 2020................................... 108
Abbildung 4-4: Koordination im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem ............................................... 110
Abbildung 4-5: Leistungspreisgebote für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr....................................... 118
Abbildung 4-6: Arbeitspreisgebote für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr .......................................... 119
Abbildung 4-7: Verlauf des äquivalenten Benutzungsgrades für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr .. 120
Abbildung 4-8: Leistungspreisgebote für negative Minutenreserve, verschiedene Produkte ....................... 121
Abbildung 4-9: Verlauf des Echtzeitpreises in der RWE Regelzone mit gleitendem Durchschnitt ............. 122
Abbildung 4-10: Verlauf der Regelzonenabweichung in der Regelzone der von RWE net ......................... 123
Abbildung 4-11: Vorschlag für eine Aufgabenverteilung und Marktformen im deutschen
Elektrizitätsversorgungssystem ............................................................................................................. 135
5
Tabellenverzeichnis
Tabelle 3-1: Zentralisierungsgrade und Gebots- und Preisstrukturen verschiedener Marktformen................ 51
Tabelle 3-2: Zusammenfassung der Gestaltungsoptionen für kurzfristige Strommärkte................................ 86
Tabelle 4-1: Struktur der Regelleistungsbereitstellung in Deutschland .......................................................... 95
Tabelle 4-2: Bewertung der Kompetenzen von Institutionen bezüglich der Stromvermarktung aus EE...... 104
Tabelle 4-3: Vergleich der Durchführungsregeln der vier deutschen Regelmärkte ...................................... 115
6
1 Einleitung
1.1 Motivation
Das Ziel der „nachhaltigen Entwicklung“ ist ein weitgehender, auch internationaler Konsens zwischen den
verschiedenen an der Gestaltung der Energiepolitik beteiligten Interessengruppen. Über konkrete politische
Maßnahmen und ihre Wirkung jedoch herrscht sowohl national als auch international Uneinigkeit. Dies gilt
insbesondere auch für die Energiepolitik. Innerhalb einer Expertenberatung des deutschen „Forums für
Zukunftsenergien“ wurde das auf die Energieversorgung bezogene Nachhaltigkeitsziel als Konsens aller
Interessengruppen wie folgt formuliert:
„Energie soll ausreichend und - nach menschlichen Maßstäben - lang andauernd so bereitgestellt werden, dass
möglichst alle Menschen jetzt und in Zukunft die Chance für ein menschenwürdiges Leben haben, und in die
Wandlungsprozesse nicht rückführbare Stoffe sollen so deponiert werden, dass die Lebensgrundlagen der
Menschheit jetzt und zukünftig nicht zerstört werden.“1
Besonderer Nachdruck wird der Verfolgung dieses Nachhaltigkeitsziels der Energieversorgung durch den
Treibhauseffekt verliehen, da dieser höchstwahrscheinlich durch Klimagasfreisetzung verursacht wird, die
auch mit der Nutzung fossiler Energieträger einhergeht. Die internationalen Vereinbarungen, die quantitative
Zielerreichungsgrade für die Verminderung von CO2-Emissionen vorgeben, bringen gerade im Bereich der
nationalen Energiepolitik(en) besonderen Handlungsdruck hervor.
Die Elektrizitätswirtschaft, die in Deutschland durch die starke Nutzung fossiler Energieträger
gekennzeichnet ist, und somit in erheblichem Maße zur Verletzung des Nachhaltigkeitsziels beiträgt, ist
Betrachtungsgegenstand der vorliegenden Arbeit. Dass durch Verwendung von Anlagen zur Nutzung
erneuerbarer Energiequellen zur Stromerzeugung (im folgenden vereinfachend als Erneuerbare Energien –
EE bezeichnet) anstatt konventioneller fossiler Energiesysteme ein bedeutender Beitrag zur Verwirklichung
des Nachhaltigkeitsziels geleistet werden kann, ist in verschiedenen Studien nachgewiesen worden2. Die
Schonung der natürlichen Brennstoffressourcen und die Verminderung von Schadstoff- und
Klimagasemissionen sind wesentliche Vorteile, die diese Technologien bieten.
Einer starken Ausweitung der Nutzung von EE stehen gegenwärtig sowohl technische als auch
wirtschaftliche Hindernisse entgegen. Die wichtigsten Forschungsfelder, die sich mit der Untersuchung
dieser Hindernisse befassen, sollen im Folgenden skizziert werden, um in Abgrenzung dazu die Zielstellung
der vorliegenden Arbeit zu beschreiben.
1 Forum für Zukunftsenergien (1997).
2 Es muss allerdings betont werden, dass der Einsatz von EE neben der Optionen der Energieeinsparungen (vorwiegend
durch Überwindung von Informationsdefiziten) und Brennstoffsubstitution (i. a. Wechsel zu Erdgas) steht. Übersichten
über den Einsatz von Instrumenten zum Klimaschutz finden sich in Nitsch, J. et al. (2000) sowie Fleischer, T. et al.
(2000), Deutscher Bundestag (2002).
7
Vorweg soll ein technisches Merkmal genannt werden, das im Zusammenhang mit einer verstärkten Nutzung
vieler EE zur Stromerzeugung ein gewichtiges Hemmnis darstellt: Ihre Leistungsabgabe verändert sich über
die Zeit und ist schlecht vorhersehbar. Sie verhält sich wie eine stochastische Größe, da sie vom Angebot der
veränderlichen Primärenergiequellen wie Wind oder Solareinstrahlung abhängt. Im Mittelpunkt der
vorliegenden Arbeit stehen diese EE, die darüber hinaus mit dem Elektrizitätstransport- oder
Elektrizitätsverteilungsnetz gekoppelt sind.3 Da in einem Elektrizitätsversorgungssystem jedoch Erzeugung
und Last zu jedem Zeitpunkt in Übereinstimmung gebracht werden müssen, ist eine Ergänzung durch
Technologien erforderlich, die sich kurzfristig in ihrer Leistungsabgabe steuern lassen.
Bereits seit Anfang der 1980er Jahre werden daher innerhalb eines bestimmten Forschungsfeldes
Untersuchungen durchgeführt, welche zum Ziel haben, die „Zuverlässigkeit“ der Stromerzeugung durch EE
systematisch mit der steuerbarer Kraftwerke zu vergleichen.4 Wichtigstes Vergleichskriterium ist hier der
sogenannte „Kapazitätseffekt“. Unter diesem Begriff werden eine Reihe von Kriterien zusammengefasst, die
herangezogen werden, um die Frage zu beantworten, wie viel konventionelle Kraftwerksleistung maximal
unter Einhaltung von Zuverlässigkeits-Randbedingungen durch Leistung aus EE ersetzt werden kann. Der
Kapazitätseffekt bildet somit eine Grundlage bei der Beurteilung von langfristigen
Investitionsentscheidungen für den Kraftwerkspark.
Nach anfänglichen Versuchen analytischer Lösung erfolgt die Ermittlung des Kapazitätseffektes heute meist
durch die Durchführung von Simulationsrechnungen.5 Eine kostenorientierte Kraftwerkseinsatzoptimierung
simuliert hier auf Grundlage eines gegebenen Kraftwerksparks, des Lastprofils der Nachfrage, einer
Zuverlässigkeitskenngröße und dem zeitlichen Verlauf des Energieangebots von EE die veränderte
Kraftwerksauslastung und trifft Aussagen über mögliche Stilllegung von Kraftwerksleistung steuerbarer
Kraftwerke aufgrund der Nutzung von EE.
Zentrales Ergebnis der genannten Studien ist, dass aus rein technischer Sicht die Integration von
Leistungsanteilen von über 20 % EE an der Stromerzeugungsleistung kritisch beurteilt wird.6 Die Ergebnisse
dieser klassischen Analysen gelten jedoch nur für geschlossene Versorgungsgebiete. Diese reagieren sensibel
auf Veränderungen des Lastprofils und des Kraftwerksparks und beziehen weitere Aspekte wie die
Ausregulierung im Substundenbereich und Möglichkeiten einer dynamischen Anpassung der Last nicht mit
ein.
Die beschriebenen Defizite bilden seit Mitte der neunziger Jahre den Ausgangspunkt einer zweiten Gruppe
von Untersuchungen, die zum Ziel haben, die technischen Konsequenzen eines weitergehenden Ausbaus von
EE für den laufenden Betrieb des Elektrizitätsversorgungssystems zu analysieren. Sie betreffen somit nicht
3 Sie sind damit abzugrenzen von EE, deren Primärenergieangebot speicherbar ist, wie z.B. bei Biomasse-Kraftwerken.
4 Exemplarisch seien hier genannt: Bernow, S. et al. (1994),Milligan, M. (1996), Milligan, M. R. und Parsons, B.
(1997), Lux, R. et al. (1999), Dany, G. et al. (2000), Wiese, A. (1995), Kaltschmitt, M. und Wiese, A. (1996), Sontow,
J. und Kaltschmitt, M. (1999), Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), Billinton, R. und Chen, H. (1998), Fischedick,
M. und Kaltschmitt, M. (1994), Martin, B. und Carlin, J. (1983), Grubb, M. J. (1987), Bouillon, H. (1998).
5 Eine analytische Lösung wird von Grubb dargestellt: Grubb, M. J. (1991).
6 Vgl. dazu Kapitel 2.4.
8
die langfristige Koordination von Investitionsentscheidungen in den Kraftwerkspark, sondern die kurzfristige
Koordination zwischen Elektrizitätsangebot und Nachfrage.
Die angesprochenen Arbeiten nehmen die technischen Angebotspotentiale von EE als Ausgangspunkt und
ermitteln aus dem zeitlichen Verlauf von Angebots- und Nachfragelastprofilen mit Hilfe von Simulationen,
welche technischen Maßnahmen ergriffen werden müssen, um die Balance zwischen Angebot und Nachfrage
zu gewährleisten. Die Untersuchungen erweitern den Betrachtungsgegenstand außerdem um folgende
Aspekte: Ausgleichseffekte durch die großflächige Installation von EE, Stromimport aus EE, Effekte der
Nutzung unterschiedlicher EE und Nutzung von Speichertechnologien. Ergebnis der Studien ist, dass bei
sehr weitgehender Nutzung von EE die dynamische Anpassung der Verbraucher an die regenerative
Erzeugung, der optimierte Einsatz von bestehenden Pumpspeicherkraftwerken, sowie neue regelbare
Kraftwerke notwendig werden.7 Ende 2000 identifizierte das Büro für Technikfolgenabschätzung beim
deutschen Bundestag als prioritäres Forschungsfeld u. a. „die mit einer verstärkten Netzintegration von
Elektrizität aus regenerativen, insbesondere dargebotsabhängigen Energieträgern und der Einführung neuer
Versorgungsstrukturen verbundenen technischen Fragestellungen und FuE-Erfordernisse“.8
Etwa seit dem Beginn des neuen Jahrtausends werden innerhalb einer dritten Gruppe von Arbeiten
Untersuchungen angestellt, die informationstechnische Anforderungen an das Elektrizitätsversorgungs-
system sowie Änderungen der Netztopologie durch Verschiebungen der Erzeugungsschwerpunkte betreffen.
Die Autoren sehen vor allem in einer Dezentralisierung des Kraftwerksparks und der Verbreitung von
„virtuellen“ Kraftwerken (informationstechnische Kopplung dezentraler Kraftwerke und technisch flexibler
Verbraucher) Potentiale im Zusammenhang mit der notwendigen Flexibilisierung des Elektrizitätssystems
zur Integration von Erneuerbare Energien.9 Es handelt sich hier um umfassendere Untersuchungen, die
verschiedene Koordinationsprobleme wie die langfristige Koordination von Investitionsentscheidungen in
Kraftwerke, Verbrauchseinrichtungen und Netze unter Berücksichtigung der Notwendigkeiten der
kurzfristigen Koordination einbeziehen.
Der in dieser Gruppe von Untersuchungen skizzierte Pfad weg von einer zentralen Struktur des
Kraftwerksparks hin zu einer verstärkten Verbreitung dezentraler Einheiten wird gegenwärtig bereits
beschritten. Die intensive Diskussion über die zukünftige Rolle von Brennstoffzellen bei der
Stromerzeugung zeigt, dass in der Elektrizitätswirtschaft noch erhebliche technische Innovationspotentiale
bestehen und ein Paradigmenwechsel „von Groß- zu Kleinkraftwerken“ nicht unwahrscheinlich ist.
Auf der anderen Seite können die Anstrengungen zur Realisierung von Kernfusionskraftwerken, deren
kommerzieller Einsatz im Jahr 2050 erwartet wird, langfristig eine entgegen gesetzte Bewegung in Richtung
zentraler Grundlastkraftwerke hervorbringen. Fusionskraftwerke sind auf gleichmäßigen Dauerbetrieb
7 Vgl. Quaschning, V. (1999) Giebel, G. (2000).
8 Fleischer, T. et al. (2000).
9 Vgl. z. B. Projekte von Siemens: Bitsch, R. (2001), Bitsch, R. (1998), dem DLR (Nitsch, J. et al. (2004)), das EU
Dispower Projekt oder in Großbritannien das Projekt „Supergen“.
9
ausgelegt; damit ließe sich die Funktion der Ausreglung von Schwankungen des Energieangebotes aus
regenerativen Quellen mit diesen Kraftwerken nur schwierig erfüllen.10
Die bisher genannten drei Gruppen von Untersuchungen diskutieren wirtschaftliche Aspekte nur am Rande.
Insbesondere lassen sie die Frage offen, ob durch Preisanreize in den Strommärkten die skizzierten
kurzfristigen und langfristigen technischen Koordinationsaufgaben eines Elektrizitätsversorgungssystems
gelöst werden können, das durch EE geprägt ist. Die Diskussion wirtschaftlicher Aspekte in Zusammenhang
mit EE wird derzeit stark von der Diskussion um staatliche Förderpolitik überlagert: Die positiven
Umweltwirkungen eines verstärkten Einsatzes von EE einerseits und ihre im Vergleich zu konventionellen
Technologien hohen Investitionskosten andererseits werden als Begründung für die Internalisierung externer
Effekte durch staatliche Intervention herangezogen. Folglich kann es als Aufgabe der Energiepolitik
angesehen werden,11 den Ausbau der EE zu fördern. Die Auswahl und Umsetzung von Maßnahmen zur
Förderung der Nutzung von EE sollte jedoch unter Berücksichtigung wirtschaftlicher Effizienzkriterien
erfolgen.
Eine weitere, vierte Gruppe von Arbeiten befasst sich neuerdings mit der Evaluation von
Förderinstrumenten. Diese Arbeiten versuchen entweder aus dem beobachteten Erfolg oder Misserfolg
bestimmter Instrumente (z. B. Einspeisevergütung oder Quotenmodell) Folgerungen zu ziehen oder
Ergebnisse analytisch beziehungsweise experimentell abzuleiten.12 Da der Fokus der Förderinstrumente auf
der Förderung des Zubaus an EE liegt, werden in diesen Arbeiten wirtschaftliche Auswirkungen auf das
gesamte Elektrizitätssystem wenig diskutiert. Die Relevanz dieser Auswirkungen aber ist gerade in den oben
angesprochenen technischen Studien deutlich geworden.
Seit Beginn der 90er Jahre wurden in zahlreichen Elektrizitätswirtschaften De- und Re-Regulierungen von
Teilen der Wertschöpfungskette vorgenommen. Ziel war die Realisierung von Effizienzgewinnen durch
wettbewerbliche Marktorganisation. Die Koordinationsaufgaben innerhalb der Elektrizitätswirtschaft, die
von kosten- oder renditeregulierten, integrierten Unternehmen wahrgenommen wurden, werden somit
zunehmend durch den Markt als Koordinationsinstrument abgelöst. Eine Umgestaltung der
Versorgungsstrukturen zur Integration von EE hinsichtlich Lastmanagement, Reservehaltung,
Kraftwerksregelung und der Struktur der verbleibenden konventionellen Kraftwerke könnte daher ebenso
über von Marktmechanismen vermittelte Anreize erfolgen.13
10 Vgl. Grunwald, A. et al. (2002), S 41.
11 Energiepolitik in dem hier verwendeten Sinne beschränkt sich nicht auf staatliche Maßnahmen, sondern umfasst auch
andere Akteure, die den Energie- und hier speziell den Elektrizitätsmarkt sowie vor- und nachgelagerte Marktstufen
durch die Bildung und Veränderung von Strukturen und Institutionen beeinflussen.
12 Vgl. Wiser, R., Pickle, S., und Goldmann, C. (1998), Drillisch, J. (2001), Grütter, K. (2001) sowie verschiedene
Autoren in Nitsch, J. et al. (2000). Bei der Erarbeitung von Kriterienkatalogen zur Anwendung einer multiattributiven
Nutzwertanalyse werden energiepolitische Ziele oder konkretere Mengen- oder Preisziele heruntergebrochen und
spezifiziert, vgl. Bosse, F. (1998).
13 Probleme, die die unangepasste Übernahme von Förderregelungen, die im Kontext von vertikal integrierten
Unternehmen entwickelt wurden, in eine über Marktpreise koordinierte Elektrizitätswirtschaft hervorruft, treten
beispielsweise in Form der Inkompatibilität der Einspeisevergütung mit der Vermarktung von Grünem Strom auf
(vertiefend dazu Langniß, O. und Markard, J. (1999)).
10
In einer weiteren Gruppe von Arbeiten werden schließlich Diskussionen über die Gestaltung von Märkten
geführt, die den Besonderheiten des Gutes Elektrizität Rechnung tragen. Sie bauen auf den
Grundüberlegungen auf, die Joskow und Schmalensee Mitte der achtziger Jahre zur Deregulierung von
Strommärkten sowie Schweppe zum Spot pricing of Electricity angestellt haben. 14
Die Gestaltungsaufgabe lässt sich in der Terminologie von Wilson definieren als die übergeordnete
Festlegung der Marktarchitektur (Market Architecture) und die ihr untergeordneten Durchführungsregeln
(Procedural Rules). Unter Marktarchitektur wird hier die Zuordnung von Koordinationssaufgaben zu
Marktinstitutionen, die Festlegung der Form des Zusammenwirkens von Marktinstitutionen sowie des
Funktionsumfangs des verbliebenen Monopolbereiches und seine Regulierung verstanden.15
In der Praxis realisiert sind gegenwärtig durchweg Marktarchitekturen, in denen Transportfunktionen sowie
die kurzfristigen Koordinationsaufgaben in regulierten Monopolbereichen abgewickelt werden. Große
Unterschiede bestehen hinsichtlich der Kompetenzen der Systembetreiber in Bezug auf den
Kraftwerkseinsatz sowie bei den Durchführungsregeln. Die Vielfalt der praktisch realisierten Modelle deutet
auf weiterhin hohen Forschungsbedarf hin.16
Die dramatischen Ereignisse im kalifornischen Elektrizitätsmarkt haben die Aufmerksamkeit auf
Fehlerquellen bei der Definition der Durchführungsregeln gelenkt. Zahlreiche theoretische Arbeiten
beschäftigen sich seitdem mit der Analyse dieser Fehler und der Definition von Mindestanforderungen an die
Marktarchitektur. Die Frage nach einer Abhängigkeit der optimalen Gestaltung von Marktarchitekturen und
Durchführungsregeln von technischen Gegebenheiten wie der Struktur des Kraftwerksparks, des Netzes oder
der Verbraucher dagegen wurde bislang nur am Rande diskutiert.17
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass Forschungsarbeiten, die eine Integration von großen
Anteilen von EE in ein Elektrizitätsversorgungssystem prüfen, vorwiegend die technische Machbarkeit
solcher Systeme analysieren. Sie betrachten nicht die wirtschaftlichen Auswirkungen, welche die Integration
von EE in einen liberalisierten Strommarkt nach sich zieht. Wirtschaftliche Forschungsarbeiten mit diesem
Untersuchungsobjekt zielen vorwiegend auf die optimale Gestaltung von Subventionssystemen zur
Erreichung von Ausbauzielen von EE ab. Sie betrachten zwar das Investitionsverhalten im Zusammenhang
mit EE, abstrahieren jedoch von den wirtschaftlichen Auswirkungen der Investitionen auf andere
Marktteilnehmer über die Marktmechanismen eines liberalisierten Strommarktes. Die Forschungsarbeiten, in
denen Anforderungen für die Gestaltung von Strommärkten diskutiert werden, gehen kaum auf
Besonderheiten ein, die sich aus der Integration von EE ergeben.
14 Vgl. dazu grundlegend Joskow, P. L. und Schmalensee, R. (1983), Thon, M. (1999). Darauf aufbauend Chao, H. und
Peck, S. C. (1997), Joskow, P. L. (1996), Joskow, P. L. (1998), Joskow, P. L. (2000), Kogelschatz (1999), Wilson, R.
(1999), Wilson, R. (2001), Stoft, S. (2002), Hunt, S. (2002). Für den deutschen Markt Klopfer, T. und Schulz, W.
(1993), Kumkar (2000).
15 Vgl. Wilson, R. (2001).
16 Vgl. Stoft, S. E. (2001), Oren, S. S. (2001), Visudhiphan, P., Skantze, P. und Ilic, M. (2001).
17 Stoft, S. (2002), S. 254.
11
1.2 Ziele der Arbeit
Forschungsansätze zur Marktgestaltung, die die diskutierten Probleme der Optimierung des gesamten
Elektrizitätsversorgungssystems (Angebots- und Nachfrageseite) über einen Marktmechanismus für
Szenarien mit hohem Anteil von EE aufgreifen, existieren bislang nicht, was den Ausgangspunkt der
vorliegenden Arbeit bildet. Folgende Fragen sollen daher in dieser Arbeit diskutiert werden: Wie kann es ein
Marktmechanismus erreichen, dass bei Integration von EE
- ein kostenminimaler Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks erfolgt, wenn hohe Anteile
Erneuerbarer Energien parallel zur Lastdeckung eingesetzt werden (produktive Effizienz)?
- Verbraucher ihr Stromverbrauchsverhalten zeitlich verändern, damit die Gesamtkosten des
Elektrizitätsversorgungssystems minimiert werden (allokative Effizienz)?
- Investitionen in Technologien erfolgen, die das Kostenminimum auch langfristig gewährleisten
(langfristige produktive Effizienz)?
- die Investitionen in Erzeugungskapazitäten (EE und konventionellen Kraftwerke) sowie
Übertragungs- und Verbrauchskapazitäten an den richtigen Standorten erfolgen (lokationale
Effizienz)?
- ein Anreiz für Innovationen der im Elektrizitätsversorgungssystem einbezogenen Technologien und
Prozesse entsteht (dynamische Effizienz)?
Die genannten Aufgaben sind selbstverständlich unter der Randbedingung einer definierten Zuverlässigkeit
der Stromversorgung zu lösen.
Die Arbeit schließt daher eine Lücke und zeigt zunächst auf, welche Parameter der Marktarchitektur und
Durchführungsregeln für die effiziente Integration EE in einen liberalisierten Strommarkt besonders relevant
sind. Anhand der Architektur des deutschen Strommarktes werden die Überlegungen dann konkretisiert und
schließlich Handlungsempfehlungen für die deutsche Regulierungspolitik abgeleitet.
Deutschland bietet sich als Betrachtungsobjekt für eine derartige Untersuchung deshalb an, weil dort seit
Ende der 1990er Jahre sowohl die Frage der Integration von Windenergie als auch die der Marktgestaltung
für kurzfristige Energielieferungen heftig diskutiert werden. Die deutsche Regulierungspolitik der
Strommärkte hat mit Stand Mitte 2004 außerdem noch keine Festlegungen hinsichtlich dieser
Fragestellungen getroffen.
Im Rahmen der Diskussion der Marktgestaltung im Hinblick auf EE sind die kurzfristigen Strommärkte von
besonderem Interesse und stellen einen Schwerpunkt der Untersuchung dar. Für die Untersuchung der
Fragestellung ebenfalls von Bedeutung sind dynamische Wirkungen von Regulierungseingriffen. Sie werden
in dieser Arbeit ansatzweise betrachtet.
12
1.3 Methodik
Die Beantwortung der Frage nach einer Markgestaltung mit Anreizen zu einer effizienten Integration
erneuerbarer Energien gliedert sich in eine Systemanalyse mit einer allgemeinen Darstellung von
Einflussfaktoren und Wirkungsbeziehungen, die im Zusammenhang mit der Marktgestaltung stehen, und in
eine systematische Beurteilung verschiedener Marktgestaltungsoptionen am konkreten Beispiel
Deutschlands. In der traditionellen industrieökonomischen Analyse werden die Zusammenhänge der
Marktgestaltung mit anderen Einflussfaktoren nach Mason und Bain in Form des „Struktur–Verhalten–
Ergebnis-Ansatzes“ (SVE-Ansatz) diskutiert.18 Abbildung 1-1 verdeutlicht die kausalen Beziehungen
zwischen diesen drei Grundelementen sowie den weiteren Elementen der Regulierungspolitik und
„grundlegende(r) Merkmale der Angebots- und Nachfrageseite“. In der traditionellen Form der Analyse wird
die Wirkung der Marktstruktur auf das Marktergebnis durch Analyse von Zeitreihen empirisch erhobener
Daten nachgewiesen. Die Marktstruktur wird vorwiegend über Marktkonzentrationsindices beschrieben und
das Marktergebnis, das die Allokations- und Produktionseffizienz beschreiben soll, indirekt über den
Kapitalertrag, die Preis-Kosten-Relation oder Tobins q erfasst19. Auf diese Weise werden die Beziehungen
zwischen der Regulierungspolitik und dem Marktergebnis analysiert und somit die kausalen Beziehungen
der Systemelemente dargestellt.
Abbildung 1-1: Systemelemente und kausale Beziehungen im statischen SVE-Ansatz für den
Elektrizitätsmarkt 20
18 Aus dem Struktur-Verhaltens-Ergebnis Ansatz beruht die Analyse von Wettbewerbskräften der „Five Forces“ nach
Porter, die die Grundlage für eine wichtige Schule des strategischen Managements bildet. Vgl. dazu Porter, M. E.
(1983), einen Überblick über die Schulen des strategischen Managements bietet Mintzberg, H., Ahlstrand, B. und
Lampel, J. (1994).
19 Vgl. Knieps, G. (2001), S. 54ff.
20 Nach Scherer, F. M. und Ross, D. (1990), Abb. 1.1, S. 5.
Grundlegende Merkmale
Angebot: Charakteristika d. Stromerzeugung
- Kosten, Flexibilität, Sicherheit …
Nachfrage: Charakteristika d. Stromnachfrage
- Preiselastiztität, zeitlicher Verlauf …
Koordinationsaufgaben
Marktstruktur
Unternehmensstruktur, Integrationsgrad
Marktdesign (Marktarchitektur)
Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit
Marktintegrationsform für EE
Marktversagen
Marktverhalten
Investitionsverhalten
Preis- und Mengenfestlegung
Marktergebnis
Kurzfristige Effizienz
Langfristige Effizienz
Strukturregulierung
Verhaltensregulierung
13
Zur Strukturierung der hier vorgenommenen Systemanalyse eines Strommarktes bietet sich die Nutzung
dieses SVE Ansatzes an. Dazu müssen die Systemelemente im Hinblick auf das Analyseziel konkretisiert
werden. Eine Systemanalyse erfordert weiterhin die Verknüpfung der Systemelemente. Der Ausgangspunkt
der Betrachtung (Erhöhung des Anteils von EE an der Stromerzeugung) ist mit dem Analyseziel (Darstellung
einer optimalen Marktstruktur und Beschreibung der zur Ihrer Realisierung notwendigen regulatorischen
Maßnahmen) zu verbinden.
Die „Grundlegende(n) Merkmale“ beschreiben Charakteristika der Stromnachfrage (z. B. zeitliche
Struktur oder Preiselastizität) und des Stromangebotes (z. B. Charakteristika des Kraftwerksparks). Die
Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien findet sich damit als Ausprägung dieses Systemelements
wieder. Bestandteil der grundlegenden Merkmale sind nicht zuletzt die spezifischen Besonderheiten des
Gutes Strom. Sie determinieren den Umfang der Koordinationsaufgaben und des Marktversagens. Die
Besonderheiten und Charakteristika von Stromangebot und -nachfrage lassen eine Marktkoordination nur mit
Einschränkungen zu.
Ausprägung und Umfang des Marktversagens auf dem Strommarkt beeinflussen die Marktstruktur, deren
Teilelemente ebenfalls in Abbildung 1-1 dargestellt sind. Die Marktstruktur umfasst einerseits die im
Rahmen des SVE-Ansatzes üblicherweise betrachteten Faktoren wie die Marktgröße, die Kostenstruktur der
Unternehmen, die Markteintrittsbarrieren, die Anzahl der Marktteilnehmer und das Ausmaß der vertikalen
Integration der Wertschöpfungskette. In dieser Arbeit wird die Marktarchitektur als weiteres Element der
Marktstruktur definiert. Die Marktarchitektur gibt die Struktur der Teilmärkte für Strom (z. B. langfristige,
kurzfristige, bilaterale oder multilaterale Märkte) wieder. Ferner umfasst die Marktstruktur die Form der
Integration von EE in den Strommarkt, die z. B. in Form der Bildung eines separaten Marktes oder fester
Abnahmeverpflichtungen organisiert ist.
Die Marktstruktur wird durch die Marktstrukturregulierung beeinflusst, die aufgrund des Marktversagens
notwendig werden kann. Sie kann die Unternehmensebene umfassen (z. B. in Form von Vorschriften über
den Integrationsgrad der Unternehmen), aber auch bis auf die Marktarchitektur in den Markt eingreifen. Ein
derartiger Eingriff in die Marktarchitektur beinhaltet etwa regulatorische Vorgaben zur Einrichtung von
Märkten oder konkrete Durchführungsregeln für Markttransaktionen.
Durch die Einflussnahme auf die Marktstruktur wird ein Rahmen für das Verhalten der Marktteilnehmer
gesetzt. Natürlich kann auch direkt Einfluss auf ihre Handlungen genommen werden. Eine solche
Verhaltensregulierung kann z. B. in Form der Festlegung von Mindest- oder Höchstpreisen oder aus einer
Verpflichtung, Gebote abzugeben, bestehen.
Schließlich ist das Marktergebnis die Zielgröße, welche die Effizienz des Marktmechanismus beschreibt,
die durch den Einsatz von Regulierungsinstrumenten maximiert werden soll. Wird die üblicherweise
getroffene Annahme der vollständigen Flexibilität der Produktionsfaktoren fallengelassen (also Kosten der
Irreversibilität von Investitionen oder weitere Anpassungsmängel akzeptiert), muss zwischen kurz- und
14
langfristiger Effizienz des Marktmechanismus unterschieden werden. Kurzfristige produktive Effizienz
bezieht sich auf den Einsatz einer kurzfristig inflexiblen (gegebenen) Ausstattung von Produktionsfaktoren
(z. B. Erzeugungs- und Übertragungseinrichtungen) oder Nutzungseinrichtungen (z. B. elektrische Geräte);
langfristige produktive Effizienz zielt auf die Effizienz der Investitionen ab, die wiederum in minimale
Kosten der Investition selbst sowie minimalen kurzfristigen Kosten des Betriebs der Neuinvestition
aufgegliedert werden können.
Auf die Koordinationsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem bezogen bedeutet die Erreichung
maximaler produktiver Effizienz die Durchführung eines kostenoptimalen Kraftwerkseinsatzes. Dieser wird
durch die Verarbeitung sämtlicher Informationen über Kostenfunktionen aller Kraftwerke, ihrer
Fahrrestriktionen, der Lastprognose für EE, der Wahrscheinlichkeitsfunktionen für Kraftwerksausfälle sowie
Abweichungen vom prognostizierten Verbraucherlastgang erzielt. Das Ergebnis einer Marktkoordination ist
produktiv und kurzfristig umso effizienter, je weiter die jeweiligen Kosten denen des kostenoptimalen
Kraftwerkseinsatzes angenähert werden können.
Die Anwendung des auf Strommärkte bezogenen SVE-Ansatzes zur Bearbeitung der Problemstellung dieser
Arbeit erfolgt für die Elemente der Marktstruktur separat. So werden die Marktarchitektur, die
Durchführungsregeln, die Regulierung der Versorgungssicherheit sowie die Form der Marktintegration
jeweils separat daraufhin untersucht, welches Marktverhalten und welches Marktergebnis eine bestimmte
Ausgestaltungsform nach sich zieht. In einigen Fällen ergibt sich hier die absolute Überlegenheit einer
bestimmten Ausgestaltungsform, in anderen ist das Marktverhalten und Marktergebnis von weiteren
Parametern abhängig. Schließlich ergeben sich für unterschiedliche Ausgestaltungsformen Wirkungen auf
das Marktergebnis, die unterschiedliche Dimensionen betreffen (z. B. langfristige vs. kurzfristige Effizienz).
Im Rahmen der Diskussion der Wirkungsbeziehungen zwischen den Elementen im SVE-Modell wird daher
herausgearbeitet, welche Trade-Offs bei der Auswahl einer Ausgestaltungsform gelten.
Die Analyse von Marktergebnissen der deutschen Marktstruktur dient zur Konkretisierung der zuvor
allgemein abgeleiteten Zusammenhänge. Sie erfolgt nach dem gleichen Analyseschema.
Nach der Identifizierung von Trade-Offs kann am Beispiel Deutschlands eine Bewertung verschiedener
Regulierungsalternativen unter der Randbedingung einer Erhöhung des Anteils von EE vorgenommen
werden. Aufgrund der zahlreichen Besonderheiten des Gutes Strom und der daraus folgenden komplexeren
Koordinationsaufgaben können Regulierungsansätze im Strommarkt jedoch nicht auf Basis einer
Annäherung an einen „First Best“ Fall beurteilt werden, denn der Vergleich des Nettonutzens konkreter
institutioneller Arrangements beziehungsweise Markteingriffe ist in praktischen Fällen schwierig. Die
Schwierigkeiten liegen in der Anzahl unterschiedlicher Wirkungsfelder sowie in Problemen der
Quantifizierung der Wirkungen begründet. Statt eine Abwägung des Nettonutzens verschiedener
Regulierungsmodelle zu versuchen, werden die Effekte verschiedener diskreter Regulierungsvarianten
beziehungsweise Marktarchitekturen qualitativ beschrieben. Somit wird in dieser Arbeit ein komparativ-
institutioneller Ansatz verfolgt, bei dem konkrete institutionelle Arrangements miteinander verglichen
15
werden21. Die Durchführung des Vergleichs der Varianten erfolgt unter Berücksichtigung kurzfristiger und
langfristiger Auswirkungen sowie der Durchsetzbarkeit im aktuellen politischen Umfeld in Deutschland.
Da in Bezug auf Investitionen und Forschung und Entwicklung dynamische Anreizwirkungen ebenfalls
Bewertungskriterien für alternative Marktgestaltungen sind, können Innovationsanreize aus einer
innovationsökonomischen Perspektive betrachtet werden, bei der auch die Gebundenheit an Paradigmen
beziehungsweise technological guideposts herausgestellt wird. An diesem Punkt entsteht nicht zuletzt eine
Schnittstelle zur Technikgeneseforschung der Techniksoziologie. Die Schwierigkeiten von Entscheidung
über die dynamische Effizienz von Regulierungseingriffen angesichts des Innovationspotentials und der
Möglichkeit der autonomen Schaffung von Institutionen durch den Markt wird von der evolutionären
Institutionenökonomik herausgestellt.22 In dieser Arbeit werden dynamische Aspekte nur ansatzweise
vertieft.
1.4 Aufbau der Arbeit
Zur Beantwortung der Fragestellung müssen, wie dargestellt, die bisher weitgehend separat behandelten
Themengebiete der technischen Integration von EE einerseits und die Betrachtung der wirtschaftlichen
Mechanismen auf den Strommärkten zusammengeführt werden. Die Vorgehensweise ist dabei wie folgt:
Nach einer Darstellung der Koordinationsaufgaben des Elektrizitätsversorgungssystems im Hinblick auf die
Integration von EE wird das Problem der Marktgestaltung von Elektrizitätsmärkten zunächst allgemein
erörtert. Für das Beispiel Deutschland werden anschließend die konkreten Koordinationsaufgaben betrachtet,
die aktuelle Marktgestaltung analysiert und auf dieser Basis dann Empfehlungen für Veränderungen
abgeleitet.
Konkret ist die Arbeit wie folgt gegliedert:
- In Kapitel 2 erfolgt eine Darstellung der Koordinationsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem,
die durch EE beeinflusst werden. Dazu wird eine Systemanalyse des Elektrizitätsversorgungssystems
durchgeführt, in der ausgehend von technischen Rahmenbedingungen die Systemelemente und
Marktteilnehmer mit ihren technischen und ökonomischen Beziehungen vorgestellt und die
Auswirkungen der Integration von EE herausgestellt werden.
- In Kapitel 3 werden in allgemeiner Form mögliche Ausgestaltungsformen der Marktarchitektur für
die Erfüllung kurz- und langfristiger Koordinationsaufgaben von Strommärkten dargestellt. Daneben
werden grundsätzlich mögliche Wege einer Integration von EE in den Strommarkt aufgezeigt.
- Nach dieser allgemeinen Darstellung wird in Kapitel 4 der Fokus auf Deutschland gerichtet und die
deutsche Marktstruktur und -architektur sowie die gesetzlich festgelegte Integrationsform von EE
betrachtet. Diese Betrachtung dient auch als Interpretationshilfe der in diesem Kapitel dargestellten
21 Vgl. vertiefend zu dem Comparative Institutional Approach Joskow, P. L. (1995), S. 256, Fritsch, M., Wein, T. und
Ewers, H.-J. (2001), S. 367.
16
Marktergebnisse aus dem ersten Regelenergiemarkt in Deutschland. Aus der Analyse werden
Veränderungsschwerpunkte deutlich, die in konkreten Vorschlägen für die Modifikation der
Marktgestaltung und Integrationsform von EE in Deutschland münden.
- Kapitel 5 schließlich fasst die Ergebnisse der Arbeit zusammen und gibt einen Ausblick auf weiteren
Forschungsbedarf.
22 Vgl. vertiefend dazu Geue, H. (1997).
17
2 Koordinationsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem durch die
Integration von Erneuerbaren Energien
Die Koordinationsaufgaben, die in einem Elektrizitätsversorgungssystem durch die Integration von EE
entstehen, sind besondere Ausprägungen der allgemeinen Koordinationsaufgaben, die in jedem
Elektrizitätsversorgungssystem durchzuführen sind. Sie sind Resultat der Besonderheiten des Gutes Strom.
Die Koordinationsaufgaben stellen ein Bindeglied zwischen den „grundlegenden Merkmalen“ (Basic
conditions) des SVE-Ansatzes und den Koordinationsinstrumenten dar, die Bestandteil der Marktstruktur
sind.
Da Veränderungen der Koordinationsaufgaben durch die Integration Erneuerbarer Energien die Wahl der
Marktinstrumente beeinflussen, wird in diesem Kapitel eine modellhafte Darstellung entwickelt, mit deren
Hilfe die Koordinationsaufgaben systematisiert und Veränderungen dargestellt werden können. Dazu werden
zunächst Grundlegenden Merkmale eines Elektrizitätsversorgungssystems erläutert, die die
Rahmenbedingungen für die Koordinationsaufgaben bilden. Im Anschluss wird das Modell überblicksartig
dargestellt. Schließlich erfolgen eine detaillierte Hinterlegung der im Modell dargestellten Elemente und die
Beschreibung der Auswirkungen der Integration von EE.
2.1 Rahmenbedingungen der Koordinationsaufgaben
2.1.1 Besonderheiten des Gutes Strom und des Elektrizitätsversorgungssystems
Elektrischer Strom ist eine Austauschenergie und als solche nicht speicherbar23. Die Fortleitung muss über
ein Leitungsnetz erfolgen, das den Impuls des Stromflusses mit Lichtgeschwindigkeit überträgt. Der
Stromfluss erfolgt in einem vermaschten Netz in einem den Leiterwiderständen umgekehrt proportionalen
Verhältnis (Kirchhoff’sches Gesetz) und ist damit schwer steuerbar. Bei Strom handelt sich um ein
homogenes Gut, bei dem es nicht möglich ist, die aus dem Netz entnommene Elektrizität technisch einem
bestimmten Erzeuger zuzuordnen.
Das Elektrizitätsversorgungssystem besteht aus den technischen Einrichtungen aller Akteure der
Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Übertragung24 Verteilung25 und Umwandlung auf der Nachfrageseite. Aus
den physikalischen Eigenschaften der Elektrizität folgt eine durch den Stromfluss bedingte gegenseitige
Beeinflussung dieser Elemente: Für jeden Akteur besteht in weiten Grenzen die Möglichkeit, Strommengen
einzuspeisen oder zu entnehmen und damit ohne vorhergehende Koordination das Verhalten der anderen
23 Elektrizitätsspeicher funktionieren auf Basis der temporären Umwandlung in andere Energieformen wie potentielle,
kinetische oder innere Energie eines Stoffes und sind daher mit teilweise hohen Verlusten behaftet, die die
Wirtschaftlichkeit stark einschränken. Dazu ausführlicher Kapitel 2.1.4
24 Hoch und Höchstspannungsebene (110 kV beziehungsweise >110 kV).
25 Mittel- und Niederspannungsebene (10 kV < 110 kV beziehungsweise <10 kV).
18
Akteure zu beeinflussen26. Da aufgrund der Nichtspeicherbarkeit von Elektrizität keine Diskrepanzen
zwischen Bereitstellung und Verbrauch auftreten können, würde eine völlige Inflexibilität aller übrigen
Akteure zu Großstörungen führen, welche die miteinander verbundenen Netzteile und somit wiederum alle
Akteure betreffen27. Aufgrund dieser Nicht-Ausschließbarkeit einzelner Akteure, also aufgrund des
Vorliegens einer Netzexternalität, erhält die Zuverlässigkeit des Systems den Charakter eines öffentlichen
Gutes. Sie muss durch eine übergeordnete Instanz reguliert werden, die eine Mindestflexibilität des
Gesamtsystems sicherstellt.
Neben den physikalischen Eigenschaften sind die volkswirtschaftlichen und sozialen Bedeutungen des Gutes
Elektrizität hervorzuheben: Für die industrialisierte Gesellschaft des Informationszeitalters ist Elektrizität
nicht substituierbar und mittlerweile unerlässlich für nahezu jegliche wirtschaftliche Aktivität.28 Weiterhin
relevant und bereits erwähnt wurden die besonderen Umweltbelastungen, die sich aus der Umwandlung von
Primärenergieträgern zu Strom in Wärmekraftwerken ergeben. Elektrizität als Handelsgut und damit das
Elektrizitätsversorgungssystem weist damit eine Anzahl von Besonderheiten auf, wie sie in wenigen
Industrie anzutreffen ist29.
Netzgekoppelte EE als integrierter Bestandteil des Elektrizitätsversorgungssystems stehen somit in
zahlreichen Beziehungen zu den anderen Systemelementen, ebenso wie jede andere Erzeugungseinrichtung
auch. Diese Interdependenz führt zu der Notwendigkeit, die Koordinationsaufgaben im
Elektrizitätsversorgungssystem allgemein zu betrachten und anschließend auf die speziellen Erfordernisse
der Integration zu schließen. Die Darstellung der sich aus diesen besonderen Eigenschaften von Elektrizität
ergebenden Koordinationsaufgaben in diesem Kapitel gliedert sich wie folgt: Zunächst erfolgt die
Darstellung der Dimensionen der Versorgungszuverlässigkeit, welche die Randbedingung für die
Koordination der Systemelemente bildet. Anschließend werden die Charakteristika von
Elektrizitätsnachfrage und -angebot herausgestellt und daraus die kurz- und langfristigen
Koordinationsaufgaben abgeleitet. Die durch die EE bedingten Koordinationsaufgaben werden dabei
besonders herausgestellt.
2.1.2 Dimensionen der Versorgungszuverlässigkeit
Die Versorgungszuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems ist eine entscheidende Randbedingung
für die Durchführung von Koordinationsaufgaben. Dies gilt insbesondere bei der Integration der in dieser
26 So muss beispielsweise eine Erhöhung der Stromentnahme automatisch zu einer Erhöhung der Erzeugungsleistung
führen, ohne dass eine direkte vorherige Koordination zwischen Erzeuger und Nachfrager stattgefunden hat.
27 Diskrepanzen treten in Drehstromnetzen zunächst in Form von Frequenzänderungen in Erscheinung, die daraus
resultieren, dass die Rotationsenergie der synchron drehzahlgekoppelten Massen (Turbosätze der Generatoren und
Synchronmaschinen) zum Ausgleich verwendet wird. Wenn der Synchronlauf der Generatoren beeinträchtigt wird,
können unkontrollierbare Schwingungen im Netz auftreten, die alle Systemelemente beschädigen können.
28 vgl. weiterführend dazu Midtun, A. (1997), S. 4.
29 Ein Großteil der Besonderheiten, die der Elektrizitätsmarkt aufweist, trifft auch für die Flugtransportindustrie zu,
insbesondere folgende Aspekte: Volkswirtschaftliche Bedeutung, externe Effekte, teilweise stochastische Nachfrage,
Kapital und Brennstoffintensität, Nichtspeicherbarkeit (daraus folgend die Bedeutung des später besprochenen
19
Arbeit von EE mit stochastischer Einspeisecharakteristik, die in der öffentlichen Debatte als „unzuverlässig“
gelten. Daher müssen die in dieser Arbeit verwendeten Begriffe für Versorgungszuverlässigkeit zunächst
definiert werden.
2.1.2.1 Technische Definitionen
Die Zuverlässigkeit eines Elektrizitätsversorgungssystems lässt sich allgemein als die Wahrscheinlichkeit
definieren, dass das System die ihm zugewiesenen Funktionen innerhalb eines gegebenen Zeitraums erfüllt30.
Damit muss die Funktionsfähigkeit aller oben angesprochenen Systemelemente gegeben sein. Da in dieser
Arbeit Elektrizitätsnetze nur am Rande behandelt werden, wird im Folgenden vor allem auf
Zuverlässigkeitsaspekte der Erzeugung eingegangen.31 Eine Erhöhung der Zuverlässigkeit wird durch die
Verwendung von Systemkomponenten mit niedrigerer Ausfallswahrscheinlichkeit oder durch redundante
Bereitstellung (z.B. Reservekapazität) erzielt, was weitere Kosten verursacht.
Die Bereitstellung von Reservekapazität allein ist jedoch zur Erhöhung der Systemzuverlässigkeit nicht
ausreichend, da auch sichergestellt sein muss, dass die Reserve einsatzbereit ist. Diesem Umstand wird durch
die Unterscheidung von zwei Aspekten der Zuverlässigkeit Rechnung getragen. Die Schaffung der
Voraussetzung für den Einsatz der Reserve in Form der Bereitstellung von Reservekapazität wird als
Sicherstellung der Adäquatheit der Reserve oder Generation Adequacy bezeichnet.32 Sie folgt einer
statischen Betrachtung und impliziert, dass die insgesamt installierte Kapazität jederzeit der erwarteten Last
entspricht. Davon abzugrenzen ist der kurzfristige Aspekt die Einsatzsicherheit oder Generation Security33.
Diese impliziert, dass das System funktionsfähig bleibt, wenn Störungen auftreten, also die Reservekapazität
einsatzfähig ist und ihren Zweck erfüllt. Sie betrachtet somit das dynamische Verhalten zwischen
verschiedenen Systemzuständen.34 Die Generation Adequacy ist somit die Voraussetzung der Generation
Security, die für die Versorgungszuverlässigkeit letztendlich ausschlaggebend ist. Eine
Zuverlässigkeitsbetrachtung, die sich allein auf die Betrachtung der Generation Adequacy beschränken
würde, wäre zwangsläufig unvollständig.
Die bisher angestellte Zuverlässigkeitsbetrachtung lässt sich auf die Verbraucherseite ausdehnen, wobei
hierbei lediglich dem kurzfristigen Aspekt Bedeutung zukommt. Denkbar wäre, ergänzend zur Betrachtung
der Generation Security eine Consumption Security zu definieren, womit die Fähigkeit der Last gemeint sein
würde, kurzfristig gezielt veränderbar zu sein, wenn dies von anderen Akteuren verlangt wird.
scheduling und der Kapazitätsauslastung), hohe Kosten bei Störungen und Unfällen, Abhängigkeit von moderner
Technologie, Systemdienstleistungen etc. Wilson, R. (1998) S. 4.
30 Bazovsky, I. (1961), zitiert in Billinton, R. und Allan, R. N. (1996).
31 Die tatsächlichen Stromausfälle werden allerdings in 85 % der Fälle durch Fehler in der Verteilungsebene verursacht.
Hirst, E. (2000).
32 Zur Methodik Berechnung der notwendigen Reserveleistung vgl. grundsätzlich Billinton, R. und Allan, R. N. (1996).
33 Diese Unterscheidung, die aus der Nordamerikanischen Elektrizitätswirtschaft und dem dort für die Zuverlässigkeit
federführendem North American Electric Reliability Council (NERC) stammt (vgl. North American Reliability Council
(1996)), wurde im Jahr 2002 auch von der Europäischen „Union for the Coordination of Transmission of Electricity"
(UCTE) übernommen und der jährlich herausgegebene „Power Balance forecast“ in „System Adequacy Forecast“
umbenannt. (vgl. UCTE (2002)).
20
Eine weitere Möglichkeit für die Definition von Zuverlässigkeitskriterien ist die unmittelbare Festlegung von
Richtlinien für die Installation von technischen Redundanzen. Ein Beispiel für ein primär technikorientiertes
Zuverlässigkeitskriterium ist das (n-1) Kriterium, das vor allem bei der Planung und Steuerung von
Elektrizitätsnetzen Verwendung findet. So ist im deutschen TransmissionCode folgendes festgelegt: „Der
Übertragungsnetzbetreiber legt im Rahmen der Planung sein Netz nach dem (n-1)-Kriterium für die
prognostizierten maximalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben aus. Das (n-1)-Kriterium ist erfüllt,
wenn nach störungsbedingten Ausfällen von Netzbetriebsmitteln ausgeschlossen kann, dass u.a. dauerhafte
Grenzwertverletzungen der Netzbetriebsgrößen und Betriebsmittelbeanspruchungen stattfinden oder die
Notwendigkeit einer Änderung oder Unterbrechung von Übertragungen besteht […]“.35
2.1.2.2 Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit
Die Definition eines ökonomischen Kriteriums für die Höhe der zu fordernden Systemzuverlässigkeit ist
nicht einfach. Auf den meisten Märkten kann der Verbraucher ein gewünschtes Zuverlässigkeitsniveau
wählen. Seine marginale Zahlungsbereitschaft für die Sicherstellung dieses Zuverlässigkeitsniveaus würde
seinen marginalen Kosten des Ausfalls entsprechen. Aufgrund der Netzexternalität der Nicht-
Ausschließbarkeit ist die individuelle Zuverlässigkeitswahl jedoch nicht möglich. Es lässt sich jedoch ein
Optimalitätskriterium für das System aufstellen. Somit muss die zwangsläufig aggregierte Systemsicherheit
im optimalen Fall in einem Ausmaß bereitgestellt werden, dass die aggregierten marginalen Kosten von
Maßnahmen den aggregierten marginalen Kosten des Systemzusammenbruchs entsprechen.36
Da der individuelle Koordinationsmechanismus versagt, muss eine Quantifizierung auf
gesamtwirtschaftlicher Ebene vorgenommen werden. Die Kosten des Systemzusammenbruchs werden mit
dem Terminus Value of Lost Load (VoLL) bezeichnet. In einer Reihe von Untersuchungen wurde versucht,
sie zu quantifizieren. Sie befinden sich in einer Größenordnung von mehreren Tausend €/MWh. Die
Bandbreite der ermittelten Kosten ist jedoch sehr groß.37
Die Festlegung des für alle Systemelemente gültigen Zuverlässigkeitsniveaus beeinflusst Kostenstrukturen
und damit die Marktstruktur. Dies würde dafür sprechen, sie als grundlegendes Merkmal eines
Elektrizitätsversorgungssystems einzuordnen. Andererseits wird sie in der Regel durch eine verantwortliche
Institution wie z. B. den Systembetreiber oder einen Regulator festgelegt. Damit wäre sie gemäß dem SVE-
34 Billinton, R. und Allan, R. N. (1996), S. 8 ff.
35 Vgl. VDN (2003).
36 Vgl. Baughman, M. L., Siddiqi, S. N., und Zarnikau, J. W. (1997), S. 498 f., Singh, H. (1999), Prada, J. F. und Ilic,
M. D. (1999). Unterschiedliche Zuverlässigkeitsniveaus ergeben sich allerdings aufgrund verschiedener Netztopologien
im Verteilnetzbereich, die in dieser Arbeit nicht betrachtet werden.
37 Für Studien zu Quantifizierung des VoLL vgl. Munasinghe, M. (1979), Börnick, S. und Schwab, A. J. (2002),
methodische Fragen der Ermittlung behandeln Kariuki, K. K. und Allan, R. N. (1996). Praktisch relevant wurde die
Quantifizierung des VoLL in verschiedenen Market Designs: Im englischen Poolsystem (1990-2001) wurde ein VoLL
von 2000 £/MWh unterstellt, im Australischen National Electricity Market ein VoLL von 16.000 US$/MWh. Die EU
Kommission schätzt die Kosten eines eintägigen Stromausfalls in einem größeren EU-Mitgliedsstaat auf 5 bis 10
Mrd. €, vgl. EU Kommission (2003), S. 19.
21
Ansatz ein Bestandteil der Marktstruktur. In dieser Arbeit wird sie der Marktstruktur zugerechnet, da ihre
regulatorische Festlegung ein wichtiges Untersuchungsobjekt ist.
2.1.3 Charakteristika der Elektrizitätsnachfrage
In einem durch Messeinrichtungen abgegrenzten geographischen Gebiet ergibt sich die vom
Erzeugungssystem zu deckende Last für dieses Gebiet als Summe aller Verbraucherlasten. Die den
Kraftwerkseinsatz bestimmenden Eigenschaften der Last wie Lastverlauf, Prognostizierbarkeit und die
Geschwindigkeit der Laständerung beeinflussen die Koordinationsaufgaben und werden im Folgenden
genauer untersucht. Anschließend wird auf Möglichkeiten der Beeinflussung der Last durch Preisgestaltung
eingegangen.
2.1.3.1 Physische Aspekte: Lastverlauf
Die detaillierte Betrachtung von Determinanten des Lastverlaufs schafft die Grundlage für die Übertragung
der Determinanten auf die Lastcharakteristik von EE, und schafft somit die Voraussetzung für eine
gemeinsame Betrachtungsperspektive der Koordinationsaufgaben.
Die modellhafte Beschreibung des Lastverlaufs von Verbrauchern über die Zeit kann mit Hilfe eines
stochastischen Prozesses mit einem deterministischem und einem stochastischen Anteil erfolgen. Der
deterministische Anteil besteht aus einer Überlagerung von saisonalen, wöchentlichen und täglichen
Lastgängen, die unmittelbar aus der Veränderung der Witterung beziehungsweise aus dem
Produktionsrhythmus hervorgehen. Weiterhin lassen sich mehrjährige Zyklen analog zum Konjunkturverlauf
sowie ein langfristiger Trend zu höherer Stromintensität der Wirtschaft insgesamt beobachten. Im
Zeitbereich unterhalb einer Viertelstunde ist der Lastverlauf völlig stochastisch. Witterung und
Produktionsrhythmus sind auch für die Autokorrelation des stochastischen Anteils verantwortlich. Dies
bedeutet, dass die Ausprägungen zeitlich aufeinander folgender Zufallsvariablen voneinander abhängen und
die Fehler der Lastprognose somit über einen bestimmten Zeitraum konstant sind.38
Die Eigenschaften einer Summenlast verändern sich mit der räumlichen Ausdehnung des betrachteten
Gebietes: Bei sehr großer räumlicher Ausdehnung kommt es zu Ausgleichswirkungen unterschiedlicher Zeit-
und Klimazonen, die die deterministischen Saison-, Wochen- und Tageszyklen betreffen. Für die Nutzung
derartiger Ausgleichseffekte müssen allerdings mehrere tausend Kilometer überbrückt werden39. Die
Aggregation vieler Verbraucher zu einer Summenlast führt aufgrund von Durchmischungseffekten zu einer
38 Dieser Zusammenhang wird von Machate als zeitintegrale Abhängigkeit zwischen aufeinanderfolgenden Fehlern der
Tageslastprognose beschrieben und näherungsweise exponentialverteilt mit einem Erwartungswert von ca. 2 h
angenommen Machate, R.-D. (1979) zitiert in Roggenbau, M. (1999), S. 11. In einem am MIT entwickelten Modell zur
stochastischen Modellierung von Elektrizitäts-Spotpreisen wird die Autokorrelation des stochastischen Anteils der Last
über ein Mean-reversion Prozess modelliert, der nach Wetterschocks die Last auf ein typisches Niveau zurückführt.
Vgl. dazu Skantze, P., Gubina, A. und Ilic, M. (2000), S. 13ff.
39 Dazu wird die Technik der Hochspannungs-Gleichstromübertragung nötig. Die benötigte Umrichterleistung erreichte
in Szenarioanalysen Werte über 750 GW, was grob der Hälfte der installierten Kraftwerksleistung entspricht. Czisch, G.
und Trieb, F. (2002), S. 28f.
22
Verringerung des stochastischen Anteils. Nach Roggenbau liegt die Standardabweichung für die
Tageslastprognose bei Systemen von etwa 25 GW Spitzenlast hier bei 2 bis 7 % und ist näherungsweise
umgekehrt proportional zu der Wurzel der Höhe der Spitzenlast.40
Die Betrachtung von maximalen positiven und negativen Lastgradienten setzt zunächst die Wahl eines
Zeitintervalls voraus, innerhalb dessen die Lasthöhe gemittelt wird. In bereits durchgeführten
Untersuchungen sind Intervalle von 15 Minuten bis 1 Stunde verwendet worden, wobei die Wahl mit der
Charakteristik der jeweils eingesetzten Erzeugungsleistung begründet wurde, die die entsprechenden
Laständerungsraten mitfahren muss.41 Auch hier zeigt sich der Effekt der Aggregation deutlich: Während die
Lastgradienten bei der Betrachtung eines einzelnen Verbrauches mehrere 100 % der installierten Leistung
pro Stunde betragen können, verringern sie sich bei der Betrachtung eines 10 GW Systems auf 13 bis 16 %
der installierten Leistung pro Stunde.
2.1.3.2 Wirtschaftliche Aspekte: Preiselastizität
Für die Beurteilung der Wirksamkeit des Marktpreises als Koordinationsinstrumenten sind die
Auswirkungen von Preisänderungen auf die Höhe der Last von Bedeutung. Die Preiselastizität der
Elektrizitätsnachfrage kann aus einer kurzfristigen und einer langfristigen Perspektive betrachtet werden. Die
kurzfristige Preiselastizität beschreibt die Abhängigkeit der Last vom Preis bei gegebener
Verbrauchsgeräteausstattung, während bei der langfristigen Preiselastizität die Geräteausstattung als
veränderbar angenommen wird. Beispiele für Ansätze dieser Art sind Dennerlein, R. K. H. (1987) und
Dubin, J. und McFadden, D. (1984). Da diese Untersuchungen nur die Reaktion auf eine Veränderung des
Preisniveaus betrachten, beantworten sie nicht die Frage der Reaktion der Nachfrage auf eine Veränderung
der zeitlichen Preisstruktur. Untersuchungen dieses Aspektes sind mit der Schwierigkeit behaftet, dass
kurzfristige (untertägige) Preisschwankungen trotz überzeugender theoretischer Vorarbeit durch Vickrey
Anfang der 70er Jahre42 bisher kaum an die Verbraucher weitergereicht wurden und die verbrauchsseitige
Mengenanpassung daher fast nur im experimentellen Umfeld untersucht wird.43 Dabei kommen zwei
Grundmodelle zum Einsatz: Statische zeitvariable Tarife (Time-of-use – TOU), bei denen Zeitperioden und
zugehörige Preise fix definiert werden und dynamische Tarife (Real-time-pricing – RTP), bei denen der Tarif
in Abhängigkeit vom jeweils gültigem Großhandelspreis festgelegt wird und z. B. stündlich differiert.44
Versuche mit zeitvariablen Tarifen werden seit Beginn der achtziger Jahre durchgeführt.45 Die hier erzielten
Ergebnisse sind jedoch nur eingeschränkt auf reale Anwendungsfälle übertragbar, da längerfristige
40 Roggenbau, M. (1999), S. 10.
41 Vgl. zur Wahl des Messintervalls Hirst, E. und Kirby, G. (2000), S. 3 und Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), S.
74.
42 Vgl. dazu den grundlegend Vickrey, W. (1971).
43 Eine Analyse von Elementen zeitvariabler Tarife in bestehenden Tarifen findet sich in Berger, A. W. und Schweppe,
F. C. (1989).
44 Vgl. dazu auch Borenstein, S., Jaske, M. und Rosenfeld, A. (2002).
45 Ein umfangreicher Überblick über die Ergebnisse der Feldstudien ist in EPRI (1995) sowie in Rehm, M. (1999) zu
finden. Einige Beispiele für deutsche Feldstudien sind die der Bewag (TOU) vgl. Hanitsch, R. et al. (1993), zum
Eckernförder (RTP) vgl. Energiestiftung Schleswig Holstein (1997).
23
Anpassungsprozesse schwierig simuliert werden können. Das Verhalten der Akteure kann sich - etwa durch
Gewöhnungseffekte – ändern, oder neu entwickelte Gerätetechnologien können die Optimierung des
Verbraucherverhaltens erleichtern. Diese dynamischen Eigenschaften müssen in Untersuchungen der
Preiselastizität einbezogen und lang- und kurzfristige Effekte als Reaktion auf Veränderungen der zeitlichen
Preisstruktur separiert werden.
2.1.3.3 Verbrauchsseitige Produktdifferenzierung nach Herstellungseigenschaften
Zu erwähnen sind zwei ergänzende, wirtschaftliche Aspekte der Elektrizitätsnachfrage. Obwohl in einem
vermaschten Netz aus physikalischer Sicht die Zuordnung einzelner Erzeuger zu einzelnen Verbrauchern
nicht möglich ist, ist dies auf der Ebene der wirtschaftlichen Transaktion durchaus möglich. Dies ist insofern
relevant, als dass für bestimmte Verbraucher die Erzeugungsart und insbesondere die mit der Erzeugung
verbundenen Umweltwirkungen ein Entscheidungskriterium für den Abschluss von Transaktionen darstellen
können.46 Dieser Aspekt ist im Zusammenhang mit der geplanten Umsetzung von Quotenregelungen, welche
die Begrenzung des CO2 -Ausstoßes bezwecken, bedeutsam. Auch hier wird die Erzeugungstechnologie von
der Nachfrage beeinflusst.
Die Präferenz einer Erzeugungsart muss noch in einer weiteren Dimension festgelegt werden. Neben der
Wahl der Erzeugungstechnologie oder eines Emissionswertes ist von Bedeutung, in welchem Zeitraum eine
Übereinstimmung der gelieferten mit den erzeugten Strommengen vorliegen muss. Bei einer geforderten
Echtzeitlieferung wird das Intervall mit dem üblichen Messintervall (z. B. 15 min.) übereinstimmen; oft wird
aber nur die jährliche Übereinstimmung der Energiemengen gefordert.
2.1.4 Charakteristika des Elektrizitätsangebotes
Die zur Deckung der nachgefragten Last eingesetzten Kraftwerkstechnologien als Anbieter von Elektrizität
weisen unterschiedliche Eigenschaften auf. In diesem Unterkapitel sollen die wesentlichen Unterschiede von
konventionellen Kraftwerken und EE dargestellt werden. Wesentliche Merkmale in diesem Zusammenhang
sind die Einheitengröße, die Kostenstruktur sowie die Investitions- und Betriebsflexibilität.
Unter konventionellen Kraftwerken sollen nachfolgend Kraftwerke verstanden werden, die einen fossilen
Primärenergieträger in elektrische Energie umwandeln. EE dagegen wandeln eine Primärenergieform in
Elektrizität um, die quasi unerschöpflich ist (Sonneneinstrahlung, Windenergie, Gezeitenenergie)47.
Innerhalb dieser Arbeit wird als weiteres Abgrenzungskriterium die freie Verfügbarkeit der Primärenergie
verwendet. Um eine größtmögliche Wirtschaftlichkeit zu erzielen, werden EE das kostenlose
Primärenergieangebot so weit wie möglich ausnutzen, und ihre Stromerzeugung folgt damit dem zeitlichen
46 Daher sieht beispielsweise die im Juni 2003 modifizierte EU Binnenmarktrichtlinie Elektrizität eine
Kennzeichnungspflicht für die Herkunft des Stromes vor, die Juli 2004 wirksam wird. Vergleiche vertiefend dazu auch
Wüstenhagen, R. (1999).
47 Zwischen konventionellen und EE gibt es zum Teil erhebliche Abgrenzungsschwierigkeiten. Diese sind zum Teil auf
die Verwendung anderer Kriterien zurückzuführen (beispielsweise wird oft eine maximale Einheitengröße definiert –
24
Verlauf dieses Angebotes. Aus der meteorologischen Abhängigkeit des Primärenergieangebots geht eine
mehr oder weniger ausgeprägte stochastische Charakteristik der Stromerzeugung hervor.48 Im Fokus der
Untersuchung stehen somit Wind- und Photovoltaikkraftwerke. Wasserkraftwerke lassen sich analytisch
unterscheiden in einen Laufwasseranteil (der abhängig vom Laufwasserangebot und damit teilweise
stochastisch ist) und einen reinen Speicheranteil, der keine Stromerzeugungsfunktion hat.
Kraftwerke im kleineren Leistungsbereich, die überwiegend Kraft-Wärme gekoppelt arbeiten
(Blockheizkraftwerke - BHKW), weisen aufgrund der festen Relation zwischen Strom- und
Wärmeproduktion und ihrer Steuerung nach der Außentemperatur ebenfalls eine teilweise stochastische
Stromerzeugungscharakteristik auf. Da die Kosten des Primärenergieträgers jedoch nicht Null sind und sie
prinzipiell die Möglichkeit der Steuerung der Stromerzeugung besitzen, werden sie in dieser Arbeit nur am
Rande betrachtet.
2.1.4.1 Größe der Kraftwerkseinheiten
EE unterscheiden sich gegenüber konventionellen Kraftwerken vor allem hinsichtlich ihrer
Stromerzeugungsleistung pro Anlage. Die wirtschaftlichen Größenordnungen von Wärmekraftwerken liegen
im Bereich von einigen Hundert MW. Dem gegenüber beträgt die Durchschnittsleistung von neu installierten
Windgeneratoren 1-2 MW. Photovoltaik-Kraftwerke bewegen sich selten in einem Leistungsbereich größer
als 1 MW. Lediglich einzelne geplante Offshore-Windenergieparks werden in Zukunft eine Gesamtleistung
in der Größenordnung von über 100 MW erreichen.
In der historischen Entwicklung der Blockgrößen von Kraftwerken ist seit Beginn der neunziger Jahre eine
Trendumkehr beobachtbar. Stiegen die Blockgrößen konventioneller Kraftwerke vom Beginn der
Elektrizitätswirtschaft (1882 in Deutschland) bis in die 19achtziger Jahre kontinuierlich an, was auch durch
politische Entscheidungen bedingt war,49 so wurde dieser Trend zu Beginn der neunziger Jahre durch die
Entwicklung von kombinierten Kraftwerken gebrochen Durch hohe Wirkungsgrade auch bei kleineren
Blockgrößen wirtschaftlich und weisen zudem eine größere Betriebsflexibilität auf.50
insbesondere bei Wasserkraft), weiterhin wird oft die Nutzung von Energie aus Siedlungs- und Gewerbeabfällen als
erneuerbar bezeichnet.
48 Die stochastischen Anteile können sehr klein sein, wie Grubb bemerkt. (Grubb, M. J. (1987), S. 1.4). Beispielsweise
verwenden geothermische Kraftwerke sowie Meereswärme- und Meeresströmungskraftwerke Energiequellen, die quasi
keine Angebotsschwankungen aufweisen.
49 Der so genannte „300-Megawatt-Erlass“, eine Empfehlung des Bundesministers für Wirtschaft, der am 21.7.1964 in
Kraft trat, beinhaltete, dass aus Gründen des Gemeinwohls die Genehmigung für kleinere Anlagen zu untersagen sei.
Seit 1973 gingen Bestrebungen dahin, diese Grenze auf 600 MW und für Kernkraftwerke auf 1200 MW heraufzusetzen.
Zängl, W. (1989), S. 267f.
50 Prominentestes Beispiel sind die Gas- und Dampfkraftwerke (GuD), die durch die Kombination von Gas- und
Dampfturbinenprozess höhere Wirkungsgrade bei niedrigeren Investitionskosten erreichen als konventionelle
Dampfkraftwerke. Allerdings sind sie auf Gas oder Öl als Brennstoff angewiesen und ihre Wirtschaftlichkeit ist somit
stark von der schwierig prognostizierbaren Preisentwicklung auf diesen Märkten abhängig. Vgl. dazu Krämer, M.
(2003).
25
2.1.4.2 Kostenstruktur von Kraftwerken
Abhängig vom Primärenergieträger und Umwandlungstechnologie ergeben sich für konventionelle
Kraftwerke sehr unterschiedliche Verhältnisse von fixen und variablen Anteile innerhalb der
Stromgestehungskosten. Für EE liegen die variablen Kosten (lediglich energiemengenabhängige
Wartungskosten) definitionsgemäß bei nahe Null. Für die Wirtschaftlichkeit entscheidend sind hier die
Investitionskosten sowie der Benutzungsgrad. Für Windkraftanlagen liegen die Investitionskosten in einer
Größenordnung von rund 1000 €/kW; der winddargebotsabhängige Benutzungsgrad erreicht in günstigen
Fällen 20 %. Für konventionelle Kraftwerke liegt das Spektrum zwischen den Extremwerten von
Kernkraftwerken (spezifische Investitionskosten rund 1500 bis 3000 €/kW, variable Stromgestehungskosten
rund 12 €/MWh) und gasgefeuerten Gasturbinenkraftwerken (spezifische Investitionskosten rund 350 €/kW,
variable Stromgestehungskosten rund 30 €/MWh).51
2.1.4.3 Betriebszuverlässigkeit und Erzeugungslastgänge von Erneuerbaren Energien
Aufgrund der Nichtspeicherbarkeit von Strom ist zur Koordination von Erzeugung und Verbrauch die
Prognose von Erzeugungsleistung und Last erforderlich. Daher werden hier zunächst die für die Prognose
der Erzeugungsleistung relevanten Eigenschaften von Kraftwerkstechnologien dargestellt.
Die Größenordnung der durch Störfälle oder geplante Revisionszeiten bedingten Nicht-Verfügbarkeit von
Kraftwerken stellt weiteres Unterscheidungsmerkmal von Kraftwerkstechnologien. Die
Betriebszuverlässigkeiten verschiedener Typen thermischer Großkraftwerke bewegen sich etwa in der
gleichen Größenordnung. Nur vergleichsweise kleine Gasturbinenanlagen weisen deutlich schlechtere
Zuverlässigkeitskennwerte auf.52
Die Betriebszuverlässigkeit von EE lässt sich differenziert untersuchen. Zunächst können Ausfallzeiten
betrachtet werden, die analog der Betrachtung konventioneller Kraftwerken durch den technischen Ausfall
von Systemkomponenten anfallen. Bedeutender ist jedoch die Betrachtung des stochastischen Anteils des
Lastganges von EE. Er kann ebenfalls unter dem Aspekt der Betriebszuverlässigkeit interpretiert werden. So
sind Abweichungen der Last von der Maximalleistung als teilweiser Kraftwerksausfall interpretierbar und
werden damit analog dem teilweisen Ausfalls eines konventionellen Kraftwerksblock behandelt, der zu einer
zwangsweisen Reduzierung der Leistung führt53.
Die Prognosegüte von EE ist für die Koordination der Erzeuger im Rahmen der täglichen
Kraftwerkseinsatzplanung von wesentlicher Bedeutung. Sie hängt von den Eigenschaften des Lastganges ab.
Dieser anhand von vier Kriterien beschrieben werden. Es handelt sich hier um: den stochastischen Anteil des
Lastgangs, die Autokorrelation der stochastischen Anteile, die Zyklizität des deterministischen Anteils sowie
die räumliche Kohärenz der Lastverläufe.
51 Die Zahlenwerte für Investitionskosten sind stark vom gewählten Berechnungsmodell abhängig und können daher
nur als Anhaltswerte gelten.
52 Vgl. für Deutschland Nitsch, D., Schmitz, H. und VGB-Arbeitsgruppe (1995).
26
Beispielsweise zeigt Windenergie, die den höchsten stochastischen Anteil aufweist, einen nur schwach
ausgeprägten deterministischen Jahres-, Saison- und Tagesgang. Jedoch zeigt sich aufgrund der
Dauerhaftigkeit von Wetterlagen eine hohe Autokorrelation des stochastischen Anteils. Dies bedingt, dass
Windenergie mit einer Standardabweichung des Prognosefehlers im Bereich von etwa 10-15 %
prognostiziert werden kann.54 Dieser Wert legt einen Prognosevorlauf von 24 Stunden zugrunde. Bei
abnehmendem Prognosevorlauf verringert sich der Prognosefehler deutlich, bis er etwa zwei Stunden vor
dem Prognosezeitpunkt sein Minimum erreicht55.
Verschiedene Ansätze zur Erzeugungsprognose werden gegenwärtig parallel weiterentwickelt und
konkurrieren untereinander. So werden Erzeugungsprognosen teilweise auf Basis von Wetterdaten, teilweise
auf der von aktuellen Messwerten der Erzeugungsleistung erstellt. Die Prognosegüte hängt von der Größe
und räumlichen Ausdehnung der betrachteten Generatoren ab.56 Die Verbesserung der Prognosegüte bei
wachsender räumlicher Ausdehnung betrifft vor allem kurzfristigere Prognosen (etwa weniger als 12
Stunden vor dem Prognosezeitpunkt)57.
2.1.4.4 Investitionsflexibilität von Kraftwerken
Zur späteren Darstellung von langfristigen Koordinationsaufgaben ist eine Betrachtung der
Investitionsflexibilität bzw. das Ausmaß der Irreversibilität der Investition erforderlich. Sie beschreibt das
Ausmaß des Wertverlustes beim Transfer der bei der Investition eingesetzten Ressourcen in eine andere
Nutzung.58 Dies gilt für konventionelle Kraftwerke wie für EE. Jedoch weisen die Technologien auch einige
Unterschiede auf.
Die Mehrzahl der in heutigen Elektrizitätsversorgungssystemen eingesetzten konventionellen Kraftwerke
zeichnen sich durch hohe Inflexibilität der Investitionen aus: Die Anlagen sind praktisch zu keinen anderen
Zwecken einsetzbar, haben meist eine hohe Nutzungsdauer (20 bis 30 Jahre), und sind, wenn überhaupt, nur
mit großem Aufwand räumlich verlagerbar. Kraftwerke unterscheiden sich erheblich hinsichtlich ihrer
Planungs- und Errichtungszeiten, die zwischen wenigen Monaten (sehr kleine Einheiten) bis zu mehreren
Jahren und im Einzelfall Jahrzehnten (Großkraftwerke) liegen können. Bezüglich der Errichtungszeiten lässt
sich bei EE kein systematischer Unterschied zu konventionellen Kraftwerken feststellen. Auch sie sind stark
von der Einheitengröße abhängig. Daneben beeinflussen umweltrechtliche Genehmigungsverfahren (bei EE
vor allem die Inanspruchnahme von Flächen sowie Wassernutzungsrechte) die Bauzeit maßgeblich. Eine
zunehmende Modularisierung der Bauweise sowie der Trend zu kleineren Einheiten haben in den letzten
Jahren die Bauzeiten jedoch kontinuierlich sinken lassen.
53 In der englischsprachigen Literatur wird ein solcher Teilausfall auch als derated state bezeichnet.
54 Der Vergleich der Leistung verschiedener Verfahren zur Leistungsprognose von EE wird dadurch erschwert, dass zur
Evaluation der Leistungsfähigkeit keine einheitlichen Kriterien angelegt werden. Vgl. dazu ausführlich Meyer, T.-P.
(2002).
55 Vgl. Hoppe-Klipper, M. (2004).
56 Vgl. ISET (1998).
57 Lange, M., Focken, U., und Heinemann, U. (2002), S. 14-15.
58 Vgl. Fritsch, M., Wein, T. und Ewers, H.-J. (2001), S. 211.
27
2.1.4.5 Betriebsflexibilität von Kraftwerken
Volle Flexibilität von Kraftwerken würde bedeuten, dass bei ihrem Betrieb keine vorausschauenden
Entscheidungen notwendig wären. In der Praxis bedingen Inflexibilitäten des Betriebs kurzfristige
Koordinationsaufgaben.
Inflexibilitäten beim Betrieb eines Kraftwerks äußern sich in begrenzten Laständerungsraten,
Mindestbetriebszeiten, Mindestillstandszeiten und Verschlechterungen des Kraftwerkswirkungsgrades bei
Teillastbetrieb59. Bei thermischen Kraftwerken wird das Leistungsänderungsverhalten von
Stromerzeugungsanlagen im Wesentlichen durch die Begrenzung des Temperaturgradienten und die Größe
der Speicherwirkung der dickwandigsten Bauteile sowie durch die Trägheit von bewegten Komponenten
bestimmt.
Ständige Leistungsänderungen, die über die Veränderung der Brennstoffzufuhr über den gesamten
Regelbereich des Kraftwerks funktionieren, lassen bei konventionellen Kohlekraftwerken Lastgradienten
von 4 bis 8 % der Nennleistung pro Minute bei Verzugszeiten von 6 bis 8 Minuten zu. Zur Realisierung von
schnelleren Lastgradienten (sprunghafte Leistungsänderungen) wird der Speichereffekt des Dampfes im
Prozesskreislauf ausgenutzt und über eine Verstellung der vorher notwendigerweise erfolgten Androsselung
der Turbineneinlassventile realisiert. Aufgrund der Begrenztheit der Dampfmenge ist die Bereitstellungszeit
jedoch begrenzt60. Die Flexibilität von thermischen Kraftwerken ist somit durch technische
Vorentscheidungen und definierte Regelbereiche eingeschränkt.
Die beispielhaft genannten Zahlenwerte für Lastgradienten in allen Zeitebenen müssen im Kontext
wirtschaftlicher Überlegungen gesehen werden und stellen keine absoluten technischen Restriktionen dar.
Beispielsweise ist eine Erhöhung von der Lastgradienten (z. B. durch Übersteuerung der Feuerung) möglich,
führt prinzipiell aber zu höheren Wartungskosten.61 Bislang wenig analysiert worden sind jene Zusatzkosten,
die durch zyklische Laständerungen verursacht werden. Diese cycling costs bestehen aus schwer
zurechenbaren erhöhten Wartungskosten durch schnellere Abnutzung und Alterung von Bauteilen sowie
einem erhöhten Brennstoffverbrauch.62
59 Dazu überblicksartig Wood, A. J. und Wollenberg, B. F. (1996).
60 Zur Unterstützung der Regeldynamik werden darüber hinaus Kondensat-Stopp über Zurückfahren der Niederdruck–
Vorwärmerleistung, Kondensat-Stau mit vollständigem Dampfstopp bei Teilen der Niederdruck-Vorwärmer sowie ein
zusätzliches Turbinen-Lastreserve-Ventil mit Variation der eintretenden Dampfmassenströme in die einzelnen
Turbinenstufen der Hochdruckturbine eingesetzt Baehr, R. (1985), S. 405f. In jedem Fall ist die Haltezeit auf dem
veränderten Niveau jedoch begrenzt.
61 Besonders anschaulich ist das Beispiel von Gasturbinenanlagen, bei dem einer Verkürzung der Anfahrzeit bis auf
Volllast von 20-25 Minuten auf 12 Minuten mit etwa einer Verachtfachung der das Wartungsintervall bestimmenden
äquivalenten Betriebsstunden einhergeht („Husarenritt“).
62 Vgl. vertiefend zu cycling costs Lefton, S., Besuner, P., und Grimsud, P. (1997); Malik, A. S. und Corby, B. J.
(1999); Kosman, G. und Rusin, A. (2001); Fenton, F. H. (1982); Lefton, S. A., Besuner, P. M., und Grimsrud, G. P.
(2002).
28
2.1.4.6 Besonderheiten von Speicherkraftwerken
Speicherkraftwerke werden im Zusammenhang mit EE oft als ideale Ergänzungstechnologie diskutiert, da
sie kurzfristige Lastschwankungen der EE glätten. Sie weisen gegenüber den bisher diskutierten
Kraftwerkstechnologien eine Reihe von Charakteristika auf, die bei den nachfolgend beschriebenen
Koordinationsaufgaben zu berücksichtigen sind. Speicherkraftwerke
− haben eine hohe Variationsbreite hinsichtlich ihrer Leistung,
− sind hinsichtlich ihrer Leistungsbereitstellung auf wenige Stunden begrenzt,
− sind teilweise an besondere geographische Standorte gekoppelt,
− stellen kapitalintensive Investitionen dar und
− befinden sich zum Teil noch im Forschungsstadium. 63
2.1.4.7 Entwicklungstrend Dezentralisierung der Elektrizitätswirtschaft
Das Schlagwort „Dezentralisierung der Elektrizitätswirtschaft“ ist seit Mitte der 1980er Jahre im Umlauf. Es
bezeichnet im Wesentlichen eine Zunahme der Bedeutung von kleinen, meist Kraft-Wärme-gekoppelten
Anlagen zur Versorgung lokaler Wärmenetze64. Der genannte Trend kann als Paradigmenwechsel verstanden
werden, der an Gedanken E. F. Schumachers der siebziger Jahre anknüpft (Stichwort: „small is beautiful“)
und für die Elektrizitätswirtschaft des 21. Jahrhunderts von Amory Lovins als „small ist profitable“
uminterpretiert wurde.65 Andere Autoren bezeichnen dies als eine neue „elektrische Ära“ und diagnostizieren
erhebliche Wachstumspotentiale für diese Technologiegröße.66 Bereits angesprochen wurde die Bedeutung,
welche die EU Enquete-Kommission der Dezentraliät als Beitrag zu einer nachhaltigen Energieversorgung
beimisst67.
EE werden aufgrund ihrer geringen Leistungsgröße gegenüber konventionellen Kraftwerken hauptsächlich
als dezentrale Technologie eingestuft. In Abgrenzung zum konventionellen Kraftwerkspark werden
dezentrale Anlagen nach Schweer und Tzschoppe wie folgt definiert:
Dezentrale Anlagen sind
− nicht zentral geplant,
− gegenwärtig nicht in die Kraftwerkseinsatzplanung großer Systeme integriert,
− in der Regel an das Verteilungsnetz angeschlossen,
63 Entnommen aus Fleischer, T. et al. (1995), S. 81, Tabelle 3-17. Fleischer gibt einen ausführlichen Überblick über die
Eigenschaften von Speichertechnologien.
64 Dies ist durch die Verwendung von Adsorptionskälteanlagen möglich, die statt eines durch mechanische Energie
betriebenen Verdichter einen thermischen Verdichter nutzen.
65 Vgl. Schumacher, E. F. (1973), Lovins, A. B. et al. (2002).
66 Vgl. Habay, P. (1999), Dunn, S. (2000), Swanekamp, R. (2002), Langer, H. (2002), Verbong, G. und van der
Vleuten, E. (2002).
29
− in der Regel kleiner als 50 bis 100 MW68.
Dezentrale Anlagen, meist in Form von gas- oder ölbetriebenen Blockheizkraftwerken, zeichnen sich
aufgrund ihrer geringen Einheitengröße durch eine vergleichsweise hohe Investitionsflexibilität aus. Bei
einer gleichzeitigen Steuerung mehrerer Anlagen kann eine gegenüber konventionellen Großkraftwerken
hohe Betriebsflexibilität erreicht werden, eine Strategie, die unter dem Schlagwort „virtuelles Kraftwerk“
bekannt ist.
Im Mittelpunkt der Aufmerksamkeit steht die künftige Rolle von Brennstoffzellenkraftwerken, die - teilweise
in Kombination mit neu entwickelten Mikrogasturbinen - eine einfache Modularisierung, geringe
Wartungsaufwendungen sowie aufgrund von hohen Umwandlungswirkungsgraden eine günstigere
Ökobilanz versprechen. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt (2004) scheint jedoch ungewiss, ob diese
Technologie die in sie gesteckten hohen Erwartungen erfüllen wird69.
2.2 Überblick über die Koordinationsaufgaben des Elektrizitätsversorgungs-
systems
Die bisher beschriebenen technischen Eigenschaften von Systemelementen des
Elektrizitätsversorgungssystems können in ein Modell überführt werden, das die Koordinationsaufgaben
innerhalb des Elektrizitätsversorgungssystems abbildet. Die bereits skizzierte Bedeutung der
Versorgungszuverlässigkeit im Elektrizitätsversorgungssystem impliziert die Notwendigkeit einer engen
Koordination der beteiligten Systemelemente70.
Abbildung 2-1 gibt einen strukturierten Überblick über alle wichtigen Entscheidungen im
Elektrizitätsversorgungssystem sowie über die notwendige Koordination zwischen ihnen. Sie stellt auf der
Abszisse eine Zeitachse dar. Die Ordinate repräsentiert die Wertschöpfungsstufen der Elektrizitätswirtschaft.
Die erste Zeile der Abbildung zeigt die zeitliche Abfolge von Entscheidungen, die erforderlich sind, um
Elektrizität zu einem bestimmten Zeitpunkt zu erzeugen, zu transportieren und einzusetzen:
Investitionsentscheidungen und verschiedene Stufen der Einsatzplanung. Sie bildet somit den
Planungsverlauf und die damit verbundenen kausalen Zusammenhänge ab: Eine Entscheidung bestimmt den
Handlungsspielraum für die rechts davon stehende Entscheidung. So ist der Bau eines Kraftwerkes
Voraussetzung für die Disposition seines jährlichen Einsatzes. Die Koordination dieser Zusammenhänge
wird hier als „horizontal-zeitliche Koordination“ bezeichnet. Während die Mehrzahl der
Koordinationsentscheidungen im Hinblick auf eine erwartete Lastsituation getroffen wird, dienen andere
Entscheidungen zur Wiederherstellung einer Gleichgewichtssituation, die durch nicht antizipierte Ereignisse
gestört wurde. Diese beiden Grundtypen von Entscheidungen überlagern sich zu jedem Zeitpunkt.
67 Vgl. Deutscher Bundestag (2002) S. 65.
68 Vgl. Schweer, A. und Tzschoppe, J. (1998), S. 46. Vgl. zu alternativen Definitionen für dezentrale Stromerzeugungs-
technologien Jensch, W. (1987), Grawe, J. (1990), Kiefer, K. und Hoffmann, V. U. (1997), Wüstenhagen, R. (1999).
69 Vgl. dazu überblicksartig VDEW-Projektgruppe (2000).
70 Zu den Koordinationsaufgaben der Elektrizitätswirtschaft vgl. auch Kumkar, L. (2000), S. 34ff.
30
Abbildung 2-1: Koordinationsaufgaben in Elektrizitätsversorgungssystemen
Die in der Abbildung räumlich dahinter liegend dargestellten Entscheidungen stellen die zeitlich simultanen
und gleichartigen Entscheidungen anderer Akteure dar. Auf diese Weise werden etwa die quasi simultanen
Bauentscheidungen über verschiedene Kraftwerke abgebildet. Die Koordination der Entscheidungen, die im
Planungsverlauf quasi zeitgleich liegen, wird hier als (simultane) „horizontale Koordination“ bezeichnet.
Die unteren Zeilen der Abbildung repräsentieren die Entscheidungen auf den weiteren Stufen der
Wertschöpfungskette für Elektrizität, nämlich Übertragung, Verteilung und Verbrauch. Neben den
Entscheidungen und Koordinationsaufgaben auf jeder Ebene der einzelnen Wertschöpfungsstufe, analog den
oben beschrieben, werden die Koordination zwischen den Wertschöpfungsstufen als „vertikale
Koordination“ bezeichnet.
Die Zusammenhänge lasse sich auch wie folgt darstellen: Von den Akteuren sind zu jedem Zeitpunkt auf
Grundlage der zu diesem Zeitpunkt vorliegenden Informationen über jetzige und zukünftige Zustände
Entscheidungen mit lang- mittel- und kurzfristiger Dispositionswirkung zu fällen. Die zeitliche Abfolge von
solchen Entscheidungstupeln ist durch eine zeitliche und kausale Abhängigkeit bestimmt, die hier als
horizontale-zeitliche Koordination bezeichnet wird. Die Entscheidungen werden in gleichzeitiger
Abstimmung mit anderen Akteuren der gleichen Wertschöpfungsstufe (horizontale Koordination) sowie der
vor- beziehungsweise nachgelagerten Wertschöpfungsstufe getroffen.
Das Schema wird eingerahmt von den einzuhaltenden Rahmenbedingungen System Adequacy und System
Security, zwischen denen, wie beschrieben, auch ein horizontal-zeitlicher Koordinationsbedarf besteht.
Im Folgenden werden die Spezifika der Entscheidungen und ihre Koordination genauer diskutiert und dabei
mögliche Quellen des Marktversagens betrachtet. Hierbei wird zunächst von einer räumlichen Verteilung
von Erzeugern und Verbrauchern abstrahiert, so dass sich die vertikale Koordination allein auf die
Vertikale Koordination
Investition in.. Einsatzplanung Einsatz
Horiz., zeitl.
Koordination
Horizontale
Koordination
Adequacy Security
Verbraucher
Verteilung
Übertragung
Erzeugung Revisions-
planung
Tageseinsatz-
planung
(Re)Dispatch
Schalt-
handlungen
Schalt-
handlungen
Rahmen-
bedingungen
Zeitl. Ablauf
Verbrauchs-
planung
Verbrauchs-
steuerung
Netzeinsatz-
planung
Netzeinsatz-
planung
31
Übereinstimmung der Höhe von Last und Erzeugung beschränkt. Die Diskussion beginnt bei den
kurzfristigen Koordinationsaufgaben und geht über zu den langfristigen Koordinationsaufgaben.
2.3 Kurzfristige Koordinationsaufgaben und -instrumente
Die Entscheidungen und ihre Koordination im Zeitbereich von bis etwa einer Stunde lassen sich analog der
Eingriffszeiten der in konventionellen Kraftwerken verwendeten Regelmechanismen in drei Zeitbereiche
weiter unterteilen.71 Dazu wird im Folgenden entsprechend der Definition der technischen Regelstufen durch
den Systembetreiber als erster Zeitbereich ein sehr kurzfristiger Zeitbereich (bis etwa 30s) definiert. Der
zweite Zeitbereich reicht bis 15 Minuten und schließlich der dritte Zeitbereich von 15 Minuten bis zu einer
Stunde. Die in den ersten beiden Zeitbereichen anfallenden Koordinationsaufgaben werden automatisiert
durchgeführt. Aufgrund des kurzfristigen Zeitbereiches gibt es nahezu keinen Gestaltungsspielraum
hinsichtlich der Anwendung von Koordinationsinstrumenten. Sie werden daher ebenfalls in diesem
Abschnitt beschrieben.
2.3.1 Koordinationsaufgaben und -instrumente im Sekunden- und Minutenbereich
Das kurzfristig stochastische Verhalten der Summenlast führt aufgrund der dadurch auftretenden Diskrepanz
von Erzeugung und Verbrauch zu Frequenzschwankungen um die Nennfrequenz, die sofort auszuregeln ist.
Dies erfolgt durch die automatisch wirkende Primärregelung bei Überschreitung eines Totbandes der
Frequenzabweichung von 10 mHz. Sie erfolgt per Zugriff auf die Sekundenreserve, die der Möglichkeit der
sprunghaften Laständerung entspricht. Die vertikale Koordination, die im Zeitbereich von bis zu 30
Sekunden wirksam ist, erfolgt somit ohne menschliches Eingreifen über die Netzfrequenz als
Vermittlungsmedium. Dieses Regelverhalten kann als eine über die Netzfrequenz vermittelte automatisch
wirksame, vertikale und horizontale Koordination angesehen werden.
Die Höhe der bei einer bestimmten Frequenzabweichung bereitgestellten Leistung wird durch die
Einstellung der Regelkennlinie (Statik) jedes an der Primärregelung beteiligten Kraftwerks bestimmt. Über
die Summe der Einstellungen der Statiken der Kraftwerke wird die horizontale Koordination, also das
Zusammenwirken der Kraftwerke zur Wiederherstellung des Gleichgewichtszustandes, bewirkt. Die
Einstellung der Statiken ist Resultat einer langfristigen Entscheidung72. Die kurzfristigste vertikale
Koordination, also die Anpassung der Kraftwerksleistung an den Leistungsbedarf der Verbraucher, erfolgt
automatisiert73. Bei dieser Anpassung wird Regelenergie eingesetzt. Um diesen kurzfristigen Einsatz von
71 Die im Folgenden diskutierten Regelungsarten orientieren sich an dem Empfehlungen der UCTE (vgl. dazu UCPTE
(1998) In anderen Elektrizitätsversorgungssystemen finden sich ähnliche Regelungsstrukturen mit jedoch etwas
unterschiedlichen Regelungsparametern. Zu Abgrenzungskriterien vgl. auch Doorman, G. L. und Nygreen, B. (2002),
S. 170.
72 Aufgrund der direkten Frequenzkopplung beteiligen sich sämtliche im Synchrongebiet befindlichen Kraftwerke an
der Primärregelung. Im europäischen Regelgebiet der UCTE wird ihre Bereitstellung gemäß der Anteile der installierten
Kraftwerkskapazität der Länder aufgeteilt. Vgl. UCPTE (1998).
73 Darüber hinaus gibt es eine automatische Anpassung der Last. Der Frequenzabfall bei Ungleichgewichten (vgl.
Fußnote 25) löst einen Selbstregeleffekt aus, der zu einer Leistungsreduzierung der netzsynchron gekoppelten
32
Regelenergie zu erreichen, muss Primärregelleistung in einem Dispositionsschritt bereitgestellt werden (vgl.
Kapitel 2.1.4.5). Da die kurzfristig bei Kraftwerksausfällen zu aktivierende Sekundenreserve die gesamte
Ausfallleistung abfangen muss, wird die Leistung im Synchrongebiet „solidarisch“ bereitgestellt. Ihre Höhe
wird anhand der Leistung der größten Blöcke bemessen. Die bereitgestellte Leistung im UCTE
Synchrongebiet beträgt 3000 MW.
Eine beispielhafte quantitative Analyse der Inanspruchnahme von Kraftwerksreserven durch Windenergie
wurde von Dany durchgeführt.74 Er untersuchte die Höhe der bereitzustellenden Reserveleistung in Modell-
Kraftwerkssystemen, die hinsichtlich der Größe und Struktur den Regelgebieten in Deutschland etwa
entsprachen, bei Steigerung des Leistungsanteils von Windenergie bis 100 %. Für die Sekundenreserve zur
Primärregelung stellte er fest, dass allein die Standardabweichung der Leistungsfluktuation im
Sekundenbereich ihre notwendige Höhe determiniert. Die Ausfallswahrscheinlichkeit von
Windenergieanlagen selbst wurde aufgrund ihrer geringen Größe im Vergleich zu thermischen
Erzeugungssystemen vernachlässigt.75 Aufgrund der Auslegung auf den Störfall von Großkraftwerken liegt
ihre Höhe zwei Größenordnungen oberhalb der durch Windenergie verursachten kurzfristigen
Leistungsschwankungen. Somit ist auch langfristig keine Anpassung der Primärregelung notwendig, da
Windenergie von allen EE die größten kurzfristigen stochastischen Schwankungen aufweist. Als Ergebnis
kann festgehalten werden, dass für die Koordinationsaufgaben im Sekundenbereich durch den Einfluss von
EE keine Veränderungen vorliegen.
Da die Nutzung der Sekundenreserve zeitlich begrenzt ist, muss sie durch die die längerfristig zur Verfügung
stehende Minutenreserve abgelöst werden, um die Generation Security zu gewährleisten. Die Koordination
des Einsatzes der Minutenreserve erfolgt zum einen automatisch in Form der Sekundärregelung, zum
anderen manuell in Form der Momentanoptimierung beziehungsweise Tertiärregelung76. Der zeitliche
Einsatz der kurzfristigen Koordinationsinstrumente ist in Abbildung 2-2 dargestellt. Die einzelnen Elemente
werden nachfolgend besprochen.
Synchronmotoren führt und etwa 1-2 % ausmacht. Hierbei handelt sich hier also ebenfalls um eine Form der
automatisierten vertikalen Koordination.
74 Vgl. Dany, G. (2000).
75 Dagegen wird häufig eingewendet, dass eine großflächige Abschaltung von Windparks zum Schutz vor
herannahenden Sturmböen zu vergleichbaren Effekten wie dem bei Ausfall eines Großkraftwerks führen können. Eine
solche Betrachtung vernachlässigt die Möglichkeit, die einzelnen Windgeneratoren in Windparks sukzessiv
abzuschalten, um hohe Lastgradienten zu vermindern.
76 Die Einstellung der Sekundärregelung als Proportional-Integralregler ermöglicht, dass die Regelabweichung auf Null
heruntergefahren wird, was mit Hilfe der ausschließlich proportional wirkenden Primärregelung nicht möglich ist.
33
Abbildung 2-2: Zeitlicher Einsatz der kurzfristigen Koordinationsinstrumente77
Sekundärregelung
Die Sekundärregelung steuert den Einsatz von der Minutenreserve, die thermischen Kraftwerken durch
Veränderung der Brennstoffzufuhr innerhalb eines festgelegten Regelbandes bereitgestellt wird und damit
langfristig verfügbar ist (ständige Leistungsänderung). Bei Leistungserhöhung spricht man von der Nutzung
inkrementeller Reserve; die Reduzierung von Kraftwerksleistung bedeutet analog die Nutzung
dekrementeller Reserve. Voraussetzung für den Einsatz von Minutenreserve zur Sekundärregelung ist, dass
die dazu eingesetzten Kraftwerke bereits netzsynchron laufen; sie wird daher auch als Spinning Reserve
bezeichnet. Bei größeren Abweichungen dient sie zur Ablösung der Primärregelung unter dem Gesichtspunkt
der Wiederherstellung der Generation Security. Durch ihren Einsatz werden die Austauschleistungen auf
planmäßige Werte zurückgeführt, die durch einen starken Einsatz von Primärregelung von ihren Sollwerten
abweichen.
Die Minutenreserve kann außerdem vorausschauend eingesetzt werden, um große Lastgradienten der
Summenlast zu bewältigen, wie sie morgens und abends auftreten. Das Nachfahren von größeren
Laständerungen im Viertel- oder Halbstundenbereich wird auch als Load Following bezeichnet.78
Die Ansteuerung der Sekundärregelungen der einzelnen Kraftwerke erfolgt über einen zentralen Netzregler,
der sich in jedem Regelgebiet befindet79. Bezüglich der Sekundärregelung übernimmt er alle angesprochenen
Koordinationsaufgaben: Er steuert die Ablösung der Primärregelung (horizontal-zeitliche Koordination) und
77 Vgl. UCPTE (1998).
78 Vgl. zur Abgrenzung Regelung vs. Load Following Hirst, E. und Kirby, B. (2000a), Hirst, E. und Kirby, B. (2000b).
79 Im Regelfall bildet das Elektrizitätsversorgungssystem jedes Landes ein Regelgebiet. In Deutschland existieren
dagegen vier Regelgebiete. Vgl. dazu ausführlich Kapitel 4.
Quelle: UCTE-Regelwerk 1998
34
die parallele Ansteuerung der unter Sekundärregelung laufenden Kraftwerke (horizontale Koordination);
zudem stellt die vorausschauende Regelung eine Form der vertikalen Koordination dar.
Tertiärregelung
Da Kraftwerke aufgrund der Sekundärregelung in nicht optimale Betriebspunkte fahren und diese wegen
begrenzter Regelbereiche nur eingeschränkt zur Verfügung steht, kann die Sekundärregelung im Störungsfall
nach 15 Minuten durch die Tertiärregelung abgelöst werden, die auf die Minutenreserve zurückgreift. Für
diesen Einsatzzweck kommen schnell startbare Gasturbinenkraftwerke als non-spinning reserve in
Betracht.80 Auch von der Lastseite kann in diesem Zeitbereich Koordination erfolgen. Werden auf Anfrage
eines zentralen Reglers gezielt Verbraucherlasten ab- oder zugeschaltet, so spricht man von dem Einsatz
verbrauchsseitiger Minutenreserve. Für diesen Einsatzzweck kommen vor allem große Verbraucher in Frage,
die mit einem Speicher gekoppelt sind und daher ohne Folgekosten abschaltbar sind, zum Beispiel
Wasserpumpen, Mühlen oder elektrische Heizungen.
Die horizontal-zeitliche sowie die horizontale Koordination des Einsatzes (Ablösung der Sekundärregelung)
erfolgt auch hier durch einen Systembetreiber zentral, teils automatisiert, teils nach telefonischer Absprache
manuell. Eine direkte vertikale Koordination der Erzeugung mit der Last findet im Rahmen der
Tertiärregelung nicht statt. Dies würde ein Koordinationsinstrument erforderlich machen, dass bilaterale
Vereinbarungen zwischen Erzeugern und Verbrauchern in sehr kurzer Zeit vermittelt und durchsetzt. Die
Möglichkeit der direkten Koordination besteht erst in einem Zeitbereich von mehreren Stunden nach
Auftreten der Abweichung.
Die Bereitstellung der Leistung für Sekundär- und Tertiärregelung stellt eine Koordinationsaufgabe dar, die
im Rahmen der täglichen Kraftwerkseinsatzplanung durchgeführt wird (vgl. Kapitel 2.3.2). Die Höhe der
bereitzustellenden Sekundärregelleistung ist von kurzfristigen Schwankungen der Last beziehungsweise der
Restlast bestimmt. Ihre Höhe ist weitgehend unabhängig vom Umfang der Integration von EE.81 Die Höhe
der bereitzustellenden Minutenreserve für die Tertiärregelung ist abhängig von dem gewünschten
Zuverlässigkeitsniveau sowie der Varianz der Restlast, die wiederum durch die Prognosegüte und die
absolute Höhe der erwarteten Erzeugung bestimmt wird. Die Integration von EE führt zu einer Steigerung
und zu einer täglichen Veränderung des Bedarfs an bereitzustellender Minutenreserve. Dany ermittelt für den
Reservebedarf im Falle einer prognostizierten Leistungsabgabe von 90 % der Nennleistung eine Leistung in
Höhe der dreifachen Standardabweichung des Prognosefehlers. Der Minutenreservebedarf ist außerdem
abhängig von dem jahreszeitabhängigen Windangebot sowie vom Standort der Anlage (Binnenland, Küste,
Offshore). Die Untersuchungen Danys zeigen außerdem, dass neben der inkrementellen Minutenreserve
(Option zur Leistungssteigerung) auch dekrementelle Minutenreserve (Option zur Leistungssenkung)
benötigt wird. Diese muss in erheblichem Umfang zusätzlich bereitgestellt werden, wenn die installierte
Windenergieleistung 20-40 % der insgesamt installierten Kraftwerksleistung erreicht. Da Prognosefehler
80 UCPTE (1998), S. 30.
81 Vgl. Dany, G. (2000).
35
meist über einen längeren Zeitraum konstant sind, kann ein Teil der Minutenreserve durch längerfristige
Stundenreserve ersetzt werden, die weiter unten diskutiert wird.82 Die Feststellung der Höhe der
notwendigen Reserveleistung ist somit eine durch EE nachhaltig beeinflusste Koordinationsaufgabe
Zusammenfassend kann festgehalten werden dass die kurzfristigen Koordinationsaufgaben durch technische
Koordinationsinstrumente Regelprozesse weitgehend automatisch ablaufen. Durch die Integration von EE
ergeben sich im kurzfristigen Zeitbereich keine besonderen Koordinationsaufgaben. Lediglich die
Bereitstellung von Reserveleistung, die jedoch in einem weiter vorgelagerten Zeitbereich erfolgt, wird durch
EE beeinflusst.
2.3.2 Tägliche und untertägige Koordinationsaufgaben
Wesentliche Koordinationsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem werden im Rahmen der
Tageseinsatzplanung von Kraftwerken täglich und für einen Zeitraum von etwa 12 bis 36 Stunden im Voraus
durchgeführt. Die Tageseinsatzplanung legt im Rahmen operativer Betriebsplanung die konkreten
Einschaltzeitpunkten sowie die Auslastung der einzelnen Kraftwerksblöcke fest. Diese Planung wird auch als
economic dispatch bezeichnet. Unter der Annahme eines geschlossenen Versorgungsgebietes erfolgt sie auf
der Grundlage einer Prognose über den zu deckenden Lastverlauf im Planungszeitraum, die üblicherweise in
einer Auflösung von Viertelstundenwerte Lieferleistungen festgelegt. Aufgrund der zahlreichen
Inflexibilitäten der Kraftwerke sowie der diskutierten unterschiedlichen Kostenstruktur stellt die
Tageseinsatzplanung eine hochkomplexe Optimierungsaufgabe dar.
Die Optimierung bedeutet die Minimierung der variablen Kosten durch Bestimmung der Lastaufteilung auf
unterschiedliche Kraftwerke (horizontale Koordination) unter der Randbedingung der Lastdeckung (vertikale
Koordination) sowie der Bereitstellung von Reserveleistung (horizontal-zeitliche Koordination). Unter der
Annahme eines geschlossenen Versorgungsgebietes und eines gegebenen Kraftwerksparks stellen sich die
Koordinationsaufgaben täglich in sehr ähnlicher Form. In der Vergangenheit wurden sie zumeist heuristisch
gelöst, da sie aufgrund von Nichtlinearitäten der Wirkungsgradverläufe sowie der zeitlich koppelnden
Bedingungen analytisch nicht mehr lösbar waren.83
Die Einbeziehung der Nutzung von EE in die Tageseinsatzplanung kommt einer Optimierung des Einsatzes
konventioneller Kraftwerke zur Deckung der Restlast gleich, die sich aus der Verminderung der Last um die
Prognose der Einspeisung aus EE ergibt. Im Folgenden wird angenommen, dass aufgrund der variablen
Kosten von quasi Null eine Einspeisung aus EE zu jedem Zeitpunkt erfolgt, in dem die Leistung zur
Verfügung steht. Tatsächlich sind aber Situationen denkbar, in denen das Kostenminimum erreicht wird, in
dem Energie aus EE nicht genutzt wird - beispielsweise ist es möglich, dass bei einer sehr niedrigen Last
(zum Beispiel nachts) und hoher Einspeisung aus EE (z. B. durch hohe Windgeschwindigkeiten) Kraftwerke
82 Vgl. Dany, G. et al. (2003), S. 563.
83 Vgl. zum Problem der Kraftwerkseinsatzoptimierung vertiefend Flechner, B. und Wolter, H. (2000), S. 30.
36
ihre Leistung unter ihre Minimallast fahren oder abgeschaltet werden müssen. Die hier notwendigen
Startkosten könnten die durch die Nutzung von EE ersparten Brennstoffkosten überschreiten.
Die Restlast unterscheidet sich von der Gesamtlast durch die höheren stochastischen Anteile, die aus den
Charakteristika von EE resultieren. Weiterhin können höhere Lastgradienten und weiter auseinander
liegende Extremwerte auftreten.84 Im Zusammenhang mit den Koordinationsaufgaben ergeben sich aus
diesen Eigenschaften zwei Konsequenzen: Obwohl die Koordinationsaufgabe zur Deckung der Restlast sich
nicht grundsätzlich von denen im Ausgangsfall unterscheidet, gestaltet sich ihre Lösung aufgrund der
zunehmend stochastischen Charakteristik der Restlast sowie eines stärkeren Lastgradienten bei unveränderter
Inflexibilität des Kraftwerksparks schwieriger.85 Je geringer die Korrelation der EE-Erzeugungsleistung mit
der Last ist, desto deutlicher wird eine entsprechend aufwändigere Koordination Kosten nach sich ziehen, die
auf Inflexibilitäten zurückzuführen sind. Diese werden in dieser Arbeit als Inflexibilitätskosten bezeichnet.
Sie bestehen aus Startkosten, cycling-costs und variablen Kosten, die über das Kostenniveau hinausgehen,
das sich bei einem Einsatz der Kraftwerke nach der Reihenfolge ihrer variablen Kosten ergäbe. Ferner sind,
wie bereits oben diskutiert, aufgrund der größeren Laststochastik die bereitzustellenden Reserveleistungen
neu zu bemessen, um die Versorgungszuverlässigkeit auf einem definierten Niveau zu halten.
Um untertägig auf Abweichungen der Tageslastprognose von realen Lastwerten reagieren zu können
(beispielsweise aufgrund falsch eingeschätzter Wetterparameter), erfolgt im Rahmen der
Momentanoptimierung eine aktive Vorsteuerung der schnell einsetzbaren Kraftwerkleistung durch Einsatz
von „manueller Minutenreserve“ nach den Kriterien kostengünstigen Kraftwerkseinsatzes und minimaler
Stellbewegungen86. Bei lang andauernden Abweichungen erfordert die Anfahrt von Blöcken eine
Anfahrtszeit von mehreren Stunden. Diese Reserve wird auch als Stundenreserve bezeichnet,87 der Begriff ist
jedoch nicht fest definiert.
2.3.3 Wöchentliche bis jährliche Koordinationsaufgaben
Die Koordinationsaufgaben des Kraftwerksbetriebs jenseits der Tageseinsatzplanung lassen sich grob in eine
etwa wöchentliche Einsatzplanung und in eine Revisionsplanung unterscheiden.
Eine tagesübergreifende Einsatzplanung ist notwendig, da größere Kraftwerksblöcke längere Anfahrzeiten
haben und im Interesse einer verschleißarmen und langsamen Kraftwerksfahrweise einen
Betrachtungszeitraum von mindestens einem Tag nötig ist88. Diese tagesübergreifende Einsatzplanung wird
auch als Blockeinsatz (unit commitment) bezeichnet und stellt eine Form der horizontal-zeitlichen
Koordination dar. Die vertikale Koordination erfolgt in Form einer Anpassung an das Lastniveau an
Werktagen und Wochenende.
84 Man spricht in diesem Zusammenhang auch von einer Erhöhung der Fahrplanunruhe.
85 Zur Lösung des Problems werden beispielsweise genetische Algorithmen vorgeschlagen, vgl. dazu Proenca, L. M.,
Pinto, J. L., und Matos, M. A. (1999).
86 Vgl. Dany, G. (2000), S. 11.
87 Vgl. Roggenbau, M. (1999), S. 13.
88 Vgl. Nießen, S. (1998), S. 3.
37
In der saisonalen Zeitperspektive wird die zur Erzeugung zur Verfügung stehende Kraftwerksleistung
außerdem durch die Planung von Revisionen sowie den deterministischen Temperaturschwankungen
beeinflusst. So werden in Deutschland Kraftwerksrevisionen typischerweise im Sommer vorgenommen, weil
die angeforderte Leistung dann am geringsten ist. Im der modellhaften Darstellung der
Koordinationsaufgaben handelt es sich hierbei um eine Form der vertikalen Koordination. Gleichzeitig wird
die sogenannte Revisionsreserve bereitgestellt, um das erhöhte Risiko zu kompensieren: Hierbei handelt es
sich um eine horizontale Koordinationsaufgabe. Daneben steht die Temperaturreserve für Schwankungen im
Temperaturverlauf zur Verfügung89.
EE beeinflussen mit ihrem deterministischen Jahresgang auch die Koordination in dieser Zeitebene. Dies
betrifft vor allem Versorgungsgebiete mit einem hohen Anteil von Laufwasserkraftwerken, deren Lastverlauf
eine ausgeprägte Saisonalität aufweist. So ist der Einsatz von Speicherkraftwerken in der Alpenregion
entscheidend von der Saisonalität des dortigen Laufwasserangebots geprägt. Man spricht in diesem
Zusammenhang auch von Wochen-, Monats-, sowie Saisonspeichern.
In dieser Zeitebene stellt die Integration von EE eine besondere Koordinationsaufgabe nur hinsichtlich der
Einbeziehung des deterministischen Lastganges in die saisonale Koordination dar. Die Anforderungen bei
der Planung von Revisionsterminen sind für EE die gleichen wie bei konventionellen Kraftwerken.
2.4 Langfristige Koordinationsaufgaben
Die langfristigsten Koordinationsentscheidungen innerhalb der Elektrizitätswirtschaft sind Investitions- und
Desinvestitionsentscheidungen, die die Zusammensetzung des Kraftwerksparks und der Verbrauchsgeräte
betreffen. Wie bereits im Kapitel 2.1.4.4 diskutiert, sind die Investitionsentscheidungen der Angebotsseite
von starken Irreversibilitäten gekennzeichnet. Für die Verbraucher gilt: Eine Substitution des verwendeten
Energieträgers ist nur in wenigen Fällen möglich, jedoch sind Investitionen in Verbrauchsgeräte meist
weniger langfristig und somit reversibler.
Im Sinne der horizontal-zeitlichen Koordination sind Investitionsentscheidungen langfristig bindend für
Dispositions- und Einsatzentscheidungen. Hinsichtlich der vertikalen Koordination müssen
Investitionsentscheidungen in den Kraftwerkspark in Abhängigkeit von den erwarteten
Elektrizitätsverbräuchen getroffen werden. Aufgrund der bereits erwähnten zeitlichen Diskrepanz der
Investitionszeiträume sind sie nur aus Verbrauchsprognosen ableitbar. Die Unsicherheiten, die mit solchen
Prognosen einhergehen, haben in der Vergangenheit zu erheblichen Fehlplanungen geführt, die nur zum Teil
korrigiert werden konnten90. Eine Form der langfristigen vertikalen Nachfrageanpassung an einen
89 Vgl. zu den Reservedefinitionen auch Deutsche Verbundgesellschaft e.V. (DVG) (1997).
90 Zu den Fehlprognosen des Elektrizitätsverbrauchs am Beispiel Deutschland vgl. Zängl, W. (1989), S. 300.
38
Kraftwerkspark mit Überkapazität besteht in der Förderung der Elektrizitätsanwendung durch Information,
Subventionierung der Geräteanschaffung oder Gewährung besonderer Abnahmekonditionen91.
Die horizontale Koordination der Investitionsentscheidungen in Kraftwerke umfasst mehrere
Teilentscheidungen. Die erste betrifft die Größe der Einheiten. Aufgrund von Skaleneffekten stieg die Größe
der Kraftwerksblöcke bis in die 80er Jahre des 20. Jahrhunderts laufend an. Dass Skaleneffekte jedoch
begrenzt sind, belegt die Tatsache, dass selbst Gesellschaften mit Monopolstellung innerhalb eines
Versorgungsgebietes nicht nur ein einziges Kraftwerk betreiben.92 Selbst wenn (wie auch in diesem Kapitel)
von Transportaspekten zunächst abstrahiert wird, lassen sich eine Reihe von Bündelungs- beziehungsweise
Koordinationsvorteilen und damit Gründe für den Einsatz mehrerer Kraftwerke anführen:
Eine Vielzahl von Kraftwerken bedeutet zunächst eine Reduzierung der Ausfallwahrscheinlichkeit eines
Großteils der Leistung und somit eine Erhöhung der Generation Adequacy.93 Weiterhin ergeben sich
Kostenvorteile durch die Anpassung der Kostenstruktur der Kraftwerkstechnologien an die Lastkurve94.
Schließlich ergeben sich hinsichtlich der geforderten Flexibilität der Last Vorteile im Verbundbetrieb.
Lastgradienten der Gesamtlast werden durch den Parallelbetrieb von Kraftwerken für jedes Kraftwerk
verkleinert. Allgemein kann gefolgert werden, dass mit der Anzahl der zur Verfügung stehender Kraftwerke
ihre Flexibilität steigt und somit die Inflexibilitätskosten sinken95.
Die Auswirkungen der Nutzung von EE auf die Koordination der Investitionsentscheidungen lässt sich mit
guter Näherung als Anpassung der Kraftwerksstruktur an die Jahresdauerlinie einer Restlast beschreiben.
Dies ist in Abbildung 2-3 verdeutlicht. Das obere Diagramm beschreibt schematisch die Verläufe der
jährlichen Kosten die sich bei der Nutzung verschiedener Kraftwerkstypen in Abhängigkeit von der
Benutzungsdauer ergeben. Die Kurven beginnen jeweils an der Ordinate an dem Punkt, der die jährlichen
Fixkosten repräsentiert. Ihre Steigung ist abhängig von den variablen Erzeugungskosten. Somit erklärt sich
der Kostenverlauf für Grundlastkraftwerke, der von eine hohen Niveau ausgehend eine geringe Steigung
aufweist. Entsprechend beginnt der Verlauf der Kurve für Spitzenlastkraftwerke bei einem niedrigeren
Niveau und weist eine größere Steigung auf. Die mit A und B markierten Schnittpunkte der Kurvenverläufe
zeigen somit Benutzungsdauern, bei dem ein Wechsel der Kraftwerkstechnologie zu niedrigeren
Jahreskosten führt.
91 In der Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft bezog sich diese Anstrengung zunächst auf die Substitution von Gas
für Beleuchtung, später zum Kochen und schließlich auf die Förderung des „allelektrischen Haushalts“, der mit
elektrischen Nachtspeicherheizungen beheizt wurde. Vgl. dazu ausführlich Zängl, W. (1989).
92 Vgl. Joskow (1997) S. 122f.; Joskow, P. L. und Schmalensee, R. (1983), S. 48ff.
93 Siehe Kapitel 2.1.2.1. Vgl. zur Ersparnis von Reserveleistung auch Siemes, B. und Reufkauf, T. (1998).
94 Die Koordination bedeutet, dass kapitalintensive Kraftwerke mit niedrigen variablen Kosten besser ausgelastet
werden und entsprechend Kraftwerkstechnologien mit niedrigen Investitionskosten und hohen variablen Kosten
geringere Betriebszeiten haben.
95 So liegen die Skalenerträge, die durch kurzfristigen Stromhandel auf Verbundebene erreicht werden können,
zwischen 1,5 und 5,3 % der arbeitsabhängigen Erzeugungskosten Nießen, S. und Hormes, O. (1996).
39
Abbildung 2-3: Notwendige Anpassung der Kostenstruktur konventioneller Kraftwerke bei der
Nutzung von EE
Die Übertragung dieser Grenzbenutzungsdauern auf die Jahresdauerlinie der Last, ergibt den
kostenoptimalen Anteil der Kraftwerkstechnologien an der installierten Gesamtleistung. Die Verschiebung
der Lastkurve durch EE (als negative Last) ergibt eine Verschiebung der Anteile der
Kraftwerkstechnologien. Die Säulengrafiken in Abbildung 2-3 zeigen einen Anstieg der Anteile der Spitzen-
und Mittellastkraftwerke an er installierten Gesamtleistung als Resultat der Integration von EE. Dies ist das
theoretisch optimale Ergebnis der langfristigen Koordination der Kostenstruktur (variable Kosten vs.
Investitionskosten) der Kraftwerke.
Diese vereinfachende Betrachtung abstrahiert von der zeitlichen Variabilität der Last, über die die
Jahresdauerlinie keine Aussage trifft. Der Kraftwerkspark muss daher noch hinsichtlich seiner kurzfristigen
Flexibilitätsstruktur an die Nutzung von EE angepasst werden. Dies bedeutet, dass nicht nur das Verhältnis
von variablen Kosten zu Fixkosten in die Optimierung einbezogen wird, sondern auch die
Inflexibilitätskosten der Kraftwerke.96 Da die Integration von EE zu einer Erhöhung des stochastischen
Anteils der Restlast führt, wird die Koordinationsaufgabe der Minimierung der Inflexibilitätskosten daher
schwieriger zu lösen. Im optimalen langfristigen Koordinationsergebnis bedeutet der Einfluss der Nutzung
erneuerbarer Energien daher meist eine Zunahme des Anteils von kurzfristig flexiblen Kraftwerken sowie
von Speicherkraftwerken.97
96 Vgl. DeCarolis, J. F. und Keith, D. W. (2005), S. 74.
97 Diese Schlussfolgerung gilt streng genommen nur, wenn die Korrelation zwischen dem Lastgang aus EE und der Last
gering ist und sich für die Restlast höhere und häufigere Lastgradienten ergeben. Dieses Verhalten ist aus der
Übergangsfrequenzfunktion (Transition Frequency Function) der Restlast ersichtlich. die Übergangsfrequenzfunktion
Jahreskosten
[€/kW·a]
008760
Benutzungs-
dauer [h/a]
A
B
Grundlast-
kraftwerke
Spitzenlast-
kraftwerke
Mittellast-
kraftwerke
008760
Benutzungs-
dauer [h/a]
0,2
0,4
0,6
0,8
1
Mittellast-
kraftwerke
Grundlast-
kraftwerke
Spitzenlast-
kraftwerke
Anteile der Leistung
der Kraftwerkstypen
an der Gesamtleistung
Verschiebung der
Jahresdauerlinie
durch EE
40
Eine weitere langfristige Koordinationsaufgabe ist die Sicherstellung der Generation adequacy (vgl. Kapitel
2.1.2.1). Werden EE mit ausgeprägter stochastischer Erzeugungscharakteristik in das
Elektrizitätsversorgungssystem integriert, wird diese Aufgabe erheblich erschwert, da die installierte
Leistung von EE kein gutes Maß für die tatsächlich zur Lastdeckung zu Verfügung stehende Leistung ist. In
Kapitel 1 wurde bereits auf den Begriff des Kapazitätseffekts eingegangen, der ein wichtiger Punkt in der
öffentlichen Diskussion um die Integration von EE in das Elektrizitätsversorgungssystem ist. Er dient als ein
Oberbegriff für weitere Begriffe, die den Leistungsbeitrag von EE in einem Elektrizitätsversorgungssystem
beschreiben.98 Der Zugewinn an gesicherter Leistung beschreibt die Leistung, um die die gesicherte Leistung
eines Kraftwerkssystems durch die zusätzliche Installation von EE ansteigt. Die Berechnung erfolgt unter
Berücksichtigung der Verteilungsfunktion eines konventionellen Ausgangssystems sowie der
Verteilungsfunktion des Mischsystems bei Einbindung von EE. Der Leistungskredit (capacity credit)
bezeichnet den Anteil installierter Leistung an EE, der unter der Bedingung konstanter
Versorgungszuverlässigkeit konventionelle Kraftwerksleistung ersetzt. Er kann nun aus der Perspektive der
langfristigen Koordinationsaufgaben betrachtet werden.99 Der Leistungskredit hängt damit auch von der
Zuverlässigkeit der ersetzten konventionellen Kraftwerke ab.
Zur Ermittlung von Kapazitätseffekten wird eine große Bandbreite von Verfahren eingesetzt.100 Dies
demonstriert die Komplexität des Koordinationsproblems selbst im Fall vollständiger Informationen (der
meist angenommenen wird). Einfache Verfahren zur Ermittlung des Kapazitätskredits legen der Berechnung
einen historischen Last- sowie Erzeugungsverlauf der EE zugrunde und vernachlässigen die Möglichkeit, im
Rahmen der jährlichen Revisionsplanung die Verfügbarkeit der Kraftwerke zu beeinflussen.101 Folglich
reagieren die Ergebnisse dieser Verfahren sehr sensibel auf die Lastsituation der EE zum Zeitpunkt der
Jahreshöchstlast102. Eine korrekte Ermittlung des Leistungskredites ist wesentlich aufwändiger. Selbst wenn
Kraftwerksinflexibilitäten vernachlässigt werden und somit allein auf die Generation Adequacy einer
gegebenen Ausfallswahrscheinlichkeit abgestellt wird, ist die mathematische Faltung dreier
Wahrscheinlichkeitsverteilungen notwendig, um eine zuverlässige Aussage über die Höhe der ersetzbaren
Kraftwerkskapazität zu treffen: Die Wahrscheinlichkeitsverteilungen des stochastischen Lastanteils, der
Ausfallswahrscheinlichkeiten konventioneller Kraftwerke sowie die Erzeugungsstochastik der EE. Werden
die zeitlichen Interdependenzen des Kraftwerkseinsatzes (kurzfristige Inflexibilitäten oder
gibt die jährliche Anzahl der positiven Überschreitungen eines bestimmten Lastniveaus an. Vgl. dazu Grubb, M. J.
(1987), S. 3.3 ff.
98 Zu den Definitionen vgl. Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), S. 104 f.
99 In der Regel ist der Kapazitätseffekt im Kontext der Investitionsplanung für das Elektrizitätsversorgungssystem zu
sehen. Dieser planning capacity credit wird daher auch von Milligan und Parsons von dem kurzfristigem operational
capacity credit abgegrenzt. Vgl. Milligan, M. R. und Parsons, B. (1999), S. 160.
100 Vgl. die in Fußnote 4 angegebene Literatur.
101 Vgl. Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), S. 100f.
102 Vgl. Milligan, M. (1996).
41
Pfadabhängigkeiten) in die Betrachtung einbezogen, so wird eine chronologische Simulation des
Kraftwerkseinsatzes unter Berücksichtigung der genannten Stochastiken notwendig.103
Aufgrund der Unterschiedlichkeit der methodischen Ansätze und der in den Modellen verwendeten
Strukturen konventioneller Kraftwerksleistung und EE sind Ergebnisse von Untersuchungen zu
Kapazitätseffekten nur schwer vergleichbar. Abbildung 2-4 zeigt exemplarisch die Größenordnung und den
Verlauf des Leistungskredites für Windenergie in einem Modell-Kraftwerkspark, der in etwa dem im
Versorgungsgebiet des ehemaligen deutschen Verbundunternehmens PreussenElektra entspricht.
Größenordnung und Kurvenverlauf sind ein typisches Ergebnis von Untersuchungen des Leistungskredites.
Die Abnahme des Leistungskredites mit dem Erzeugungsanteil lässt sich mit der zunehmenden Ausnutzung
auch windschwacher Standorte sowie mit der zunehmenden Korrelation der Leistungsverläufe durch
Großwetterlagen erklären. Der insgesamt höhere Leistungskredit für die Küstenstandorte ist auf das höhere
Windenergieangebot zurückzuführen.104
5%
10%
15%
20%
25%
0% 5% 10% 15% 20% 25%
Küste
Anteil Windenergie an der installierten Kraftwerksleistung
Zugewinn
an
gesicherter
Leistung
Binnenland
5%
10%
15%
20%
25%
0% 5% 10% 15% 20% 25%
Küste
Anteil Windenergie an der installierten Kraftwerksleistung
Zugewinn
an
gesicherter
Leistung
BinnenlandBinnenland
Abbildung 2-4: Beispielhafter Verlauf des Leistungskredites für Windenergie in einem
Modellsystem105
Die Stabilisierung des Leistungskredites auf einem konstanten Niveau bei wachsendem Anteil installierter
Leistung könnte zu der Interpretation verleiten, der sinnvolle Ausbau des Anteils von EE in dem betroffenen
Versorgungsgebiet unterläge prinzipiell oberen Schranken. Dieser Interpretation ist jedoch - zunächst im
Hinblick auf die der Ermittlung zugrunde liegenden Annahmen - zu widersprechen. Folgende Gründe
können dafür angeführt werden:
103 Einen Vergleich zwischen den verschiedenen Verfahren der Ermittlung des Kapazitätseffektes findet sich bei
Milligan, M. R. und Parsons, B. (1997), Milligan, M. R. (1996).
104 Vgl. Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), S. 126f.
42
- Steigende Handelsmengen von Strom über die Grenzen der bisherigen Versorgungsgebiete der
Verbundunternehmen und Staaten Europas lassen die Ergebnisse, die von der Wahl des
Versorgungsgebietes beeinflusst werden, zunehmend willkürlich erscheinen. Die Sichtweise eines für die
Versorgung eines Gebietes verantwortliches EVU hat mit der Liberalisierung der Strommärkte ihren
Sinn verloren. Wie Giebel nachgewiesen hat, lassen sich durch eine sehr weiträumige Integration von
Elektrizitätsversorgungssystemen Ausgleichseffekte nutzen, die durch die Zeitverschiebungen
entstehen106.
- Aus der Willkürlichkeit der Definition des Versorgungsgebietes folgt auch die Unmöglichkeit der
Definition eines Höchstlastzeitpunktes.
- In den Untersuchungen wurden Zuverlässigkeitsniveaus als feste Randbedingung betrachtet; sie sind
jedoch in Grenzen variierbar und durch abschaltbare Lasten (z. B. in Form von verbrauchsseitig
bereitgestellter Minutenreserve) differenzierbar.
Insgesamt zeigt sich, dass die Quantifizierung von Kapazitätseffekten bislang unter eine Reihe von
Annahmen erfolgte, die nach der Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte nicht mehr zutreffen. Die
ermittelten Größen sind somit mit Vorsicht zu interpretieren. Zudem handelt es sich um ein planerisches
Koordinationsinstrument, das aus einer „Vogelperspektive“ den Leistungsbeitrag von EE analysiert. Das
tatsächliche Koordinationsinstrument sind Preismechanismen, die im Kapitel 3 beschrieben werden.
2.5 Koordinationsaufgaben mit der Wertschöpfungsstufe Transport und Verteilung
In der bisherigen Diskussion der Koordinationsaufgaben eines Elektrizitätsversorgungssystems wurde von
der räumlichen Ausdehnung des Systems, also von den Wertschöpfungsstufen Transport und Verteilung
abstrahiert. Wenn man von Ausnahmefällen absieht, sind fest installierte Leitungen notwendig, um
Elektrizität zum Verbraucher zu transportieren.107 Bevor die Betrachtung der Koordinationsaufgaben auf ein
räumliches Modell ausgeweitet wird, wird auf die wesentlichen Eigenschaften der Wertschöpfungsstufe
Übertragung und Verteilung von Elektrizität eingegangen.
2.5.1 Charakteristika der Übertragung und Verteilung
Wesentliche Charakteristika der Übertragung und Verteilung von Strom sind Netzverluste, die
Notwendigkeit der Bereitstellung von Blindleistung, die Kostenstruktur der Netzbetriebsmittel und die
Effekte, die durch ein vermaschtes Netzes verursacht werden.
Übertragungsverluste sind von der verwendeten Spannungsebene abhängig und verhalten sich etwa wie der
Kehrwert des Quadrats der Spannung. So betragen die Verluste auf im Hoch- und Höchstspannungsnetz (110
– 380 kV) etwa 1 % der übertragenen Energiemenge. Bei Abnahme auf der Niederspannungsebene betragen
105 Nach Lux, R., Sontow, J. und Voß, A. (1999), S. 128.
106 Vgl. Giebel, G. (2000).
43
die kumulierten Verluste von Höchst, Mittel- und Niederspannungsnetz inklusive der
Transformationsverluste etwa 5 %.108 Für hohe Übertragungsleistungen werden daher hohe Netzspannungen
gewählt.
Neben der Übertragung von elektrischer Leistung, die eingesetzt werden kann, um Arbeit zu verrichten, ist
Blindleistung zu transportieren, die aus einer Phasenverschiebung zwischen Spannung und Strom resultiert.
Sie beansprucht Netzkapazitäten, Netzbetriebsmittel und ist notwendig zur Erhaltung der Netzspannung. Ihre
Bereitstellung, ihr Transport und Verbrauch stellt ein spezielles Koordinationsproblem dar, was in
Verbindung mit dem hier dargestellten Koordinationsproblem zu lösen ist. Obwohl EE auch einen Einfluss
auf Blindleistungsverbrauch- und Bereitstellung haben, wird diese Thematik hier nicht weiter behandelt, da
sie keine grundsätzliche Bedeutung hat.109
Ähnlich wie Kraftwerke sind Netze kapitalintensive Investitionen. Ihre variablen Kosten entstehen lediglich
durch Netzverluste sowie der angesprochenen Blindleistungskompensation. Der Bau von Netzen hat
aufgrund der notwendigen Genehmigungen einen langen Planungsvorlauf und ihre Abschreibungsdauer
beträgt mehrere Jahrzehnte. Beim Bau von Übertragungsnetzen treten Skaleneffekte auf, da ein beachtlicher
Teil der Kosten für die Bereitstellung der Trasse entsteht. 110
Stromnetze sind Nettonetze, d.h. ein nicht identifizierbares homogenes Produkt wird transportiert. Sie
zeichnen sich durch besondere Vernetzungsvorteile durch Abtausch (Clearing) aus.111 Das
Ringflussphänomen im vermaschten Netz ist aber auch für negative externen Effekten verantwortlich, die
beispielsweise in der Form auftreten können, dass die Übertragung von Elektrizität zwischen zwei
Handelspartnern die Übertragungskapazität zwischen Dritten beeinflusst.
2.5.2 Koordinationsaufgaben unter Einbeziehung des Stromnetzes
Die kurzfristigen vertikalen Koordinationsaufgaben, die das Netz betreffen, bestehen in der Koordination der
erwarteten Lastflüsse im Netz mit den vorhandenen Übertragungskapazitäten. Die vorhandenen
Übertragungskapazitäten werden durch Netzfreischaltungen beeinflusst, die Wartungsarbeiten an den
Leitungen zulassen.
107 Ausnahmen stellen transportable Kraftwerke wie Dieselgeneratoren dar, die insbesondere in Ländern mit häufigeren
Kraftwerks- und Netzausfällen eingesetzt werden.
108 Haubrich (1994) et al. zitiert in Kumkar, L. (2000), S. 30.
109 Windenergieanlagen, die mit elektronischen Wechselrichtern betrieben werden, können Blindleistung bereitstellen,
ebenso Pumpspeicherkraftwerke die im sog. Phasenschieberbetrieb arbeiten können und somit auch in Zeitabschnitten,
in denen der Speicher weder be- noch entladen wird eine Dienstleistungen erbringen können. Vgl. vertiefend zum
Koordinationsproblem im Elektrizitätsversorgungssystem unter Einbeziehung von Blindleistung Baughman, M. L. und
Siddiqi, S. N. (1991); Saxena, A. und Ilic, M. D. (2000); Ranatunga, R. A. S. K., Annakkage, U. D., und Kumble, C. S.
(2003).
110 Vgl. zu Skaleneffekten beim Bau von Übertragungsnetzen Baldick, Ross, und Kahn, E. (1993).
111 Monopolkommission (2002), S. 389.
44
Die Koordinationsaufgabe betrifft die Kraftwerkseinsatzplanung in allen Zeitbereichen sowie die Planung
der Wartungsarbeiten. Dabei ist auch der Einsatz von Reservekapazität zu berücksichtigen. Theoretisch
denkbar wäre auch die kurzfristige Steuerung von Verbrauchern zur Steuerung der Lastflüsse.
Analog zur kurzfristigen Betrachtung besteht auch die langfristige vertikale Koordination aus zwei
Komponenten. Sie beinhaltet die Entscheidungen über die Veränderungen der Netzstruktur selbst (Ausbau
oder Rückbau) sowie über die Standorte von Erzeugern und Verbrauchern Die Entscheidungen über die
Netzstruktur ist im theoretischen Idealfall Resultat einer simultanen Gesamtkostenoptimierung der Standorte
von Nachfragern und Erzeugern, die Aspekte wie die Kosten der Primärenergieanlieferung, Verfügbarkeit
von Hilfsstoffen (Kühlwasser), die gesellschaftlichen Akzeptanz und schließlich die die Investitionskosten
der Netze und die Netzverluste mit einbezieht. Der wichtigste Unterschied der Bedeutung dieser
Entscheidungskriterien für ein von hohen Anteilen von EE geprägtes Netz ist ihre große ökonomischen
Abhängigkeit der langfristigen Höhe von Windgeschwindigkeiten, Sonnenstunden oder dem
Laufwasserangebot, das die räumliche Verteilung entscheidend bestimmt.
Beim Anstieg des Elektrizitätsverbrauchs über die Transportleistung von Netzen hinaus stellt sich die Frage,
ob Netzausbau oder eine verbrauchsnahe Kraftwerksbau die günstigere Lösung darstellt. Da die Größe der
Einheiten von Kraftwerken die von Verbrauchern jedoch um Größenordnungen übersteigt werden nur in
Ausnahmefällen Standortentscheidungen von Verbrauchern mit Investitionsentscheidungen von Kraftwerken
koordiniert.
Netzausbau und Kraftwerksbau sind aus dieser Sicht fast äquivalente Substitute. Aufgrund des
Ringflussphänomens ist bei jedem Eingriff in die Netztopologie eine Betrachtung der Auswirkungen auf die
Beeinflussung des Kraftwerkseinsatzes nötig: So kann die scheinbar paradoxe Situation entstehen, dass im
vermaschten Netz der Ausbau eines Netzabschnitts die Übertragungskapazität in einem anderen
Netzabschnitt senkt.
Ein hoher Anteil von EE an der Stromerzeugungskapazität kann aufgrund ihrer weitgehenden
Standortabhängigkeit zu einer starken Beeinflussung der Lastflüssen und Netzengpässen führen. Dies gilt vor
allem, wenn die EE räumlich konzentriert werden, wie dies bei der Nutzung von Offshore-Windenergie der
Fall ist. Aufgrund der Laststochastik müssen somit auch die Reserveleistungen räumlich differenziert
bereitgestellt beziehungsweise ein entsprechenes kurzfristiges Engpassmanagement steuernd auf
Erzeugungs- und Verbrauchsseite einwirken, um Leitungsüberlastungen zu vermeiden. Langfristig ist
abzuwägen, ob entsprechende Netzreserven vorgesehen werden müssen. Die Nutzung von EE hat somit
Einfluss auf kurz- und die langfristigen vertikalen Koordinationsaufgaben.112
Die beschriebene Abhängigkeit eines Lastgangs der EE von der räumlichen Verteilung der Anlagen führt zu
einer weiteren Begründungsdimension für die räumliche Koordination von EE. Durch eine gezielte
räumliche Anordnung der Anlagen kann die Korrelation des deterministischen Lastgangs von EE mit der
112 So war in der Geschichte der deutschen Elektrizitätsversorgung die angestrebte Nutzung der Wasserkraft der Alpen
Motivation für den Aufbau eines Höchstspannungsnetzes.
45
Last maximiert werden. Weiterhin kann aufgrund der Nutzung von Ausgleichseffekten die räumliche
Koordination zur Kostenersparnissen bei der Netzanbindung führen. Schließlich kann durch den Einsatz von
Energiespeichern die Spitzenbelastung der Netze reduziert werden. Hierbei muss allerdings die
Mengenbegrenzung des Speichers beachtet werden. Die Koordinationsanforderungen steigen für den Fall der
Substitution „Netz“ durch „Speicher“ erheblich an.
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass die Integration von EE die Koordinationsaufgaben, die das Netz
betreffen, vergrößert. Dies gilt insbesondere aufgrund der Standortgebundenheit von EE und betrifft die
kurz- und langfristige Koordination.
2.6 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen
Ausgehend von den Besonderheiten des Gutes Strom wurden in diesem Kapitel die Koordinationsaufgaben
in Elektrizitätsversorgungssystemen unter besonderer Berücksichtigung der Integration von EE betrachtet.
Zur Beschreibung der Koordinationsaufgaben wurde ein Modell entwickelt, das eine Systematisierung der
Koordinationsaufgaben ermöglicht.
Die Koordinationsaufgaben innerhalb von Elektrizitätsversorgungssystemen sind Konsequenz der
Besonderheiten des Gutes Strom und von Inflexibilitäten, vor allem auf Seiten der Erzeugung. Sie lassen sich
in drei Kategorien unterteilen. Diese sind die horizontalen Koordinationsaufgaben (innerhalb einer der drei
wesentlichen Wertschöpfungsstufen Erzeugung, Übertragung/Verteilung und Verbrauch), die vertikalen
Koordinationsaufgaben (zwischen den Wertschöpfungsstufen) und die horizontal-zeitlichen
Koordinationsaufgaben (z.B. zwischen der Bauentscheidung, Entscheidungen über die Einsatzvorbereitung
und der Einsatzentscheidung). Die Koordinationsaufgaben können weiter anhand des Zeitraumes der
Koordination bis zum Lieferzeitpunkt differenziert werden.
Wesentliches Ergebnis der Untersuchung ist, dass die Integration von EE in ein
Elektrizitätsversorgungssystem zwar die Koordinationsaufgaben erschwert, jedoch keine grundsätzlich neuen
Koordinationsaufgaben stellt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass sich die Charakteristika von EE teils mit
den Charakteristika der Last, teils mit den Charakteristika konventioneller Kraftwerke beschreiben lassen.
Die Koordinationsaufgaben werden durch die Integration von EE wie folgt beeinflusst:
− Die kurzfristigsten Koordinationsaufgaben werden durch automatisch wirkende
Koordinationsinstrumente durchgeführt. Eine direkte Beeinflussung dieser Mechanismen durch die
Integration von EE findet nicht statt. Die Funktionsfähigkeit der Mechanismen setzt jedoch eine
Disposition der Reservedienstleistungen voraus. EE bewirken, dass im kurzfristigen Zeitbereich
Anpassungen der Höhe der bereitzustellenden Reservedienstleistungen (von Erzeugungs- und/oder
Verbrauchsseite) in Abhängigkeit der von Prognosen vorzunehmen ist. Die Anpassungen betreffen
speziell bei der Integration von Windenergie vor allem die Höhe der bereitzustellenden
Minutenreserve zur Sekundärregelung, Tertiärregelung und Momentanoptimierung im Sinne einer
horizontal-zeitlichen Koordination.
46
− Im saisonalen Zeitbereich sind in Gebieten mit großen Laufwasseranteil sind
Dispositionsentscheidungen über Langzeitspeicher und Wartungsperioden (vor allem
konventioneller Kraftwerke) von der mittelfristigen Erzeugungsprognose abhängig zu machen.
− Langfristig ist eine Anpassung der Struktur des Kraftwerksparks an den geänderten Restlastverlauf
hinsichtlich des Anteils von Spitzen-, Mittel- und Grundlastkraftwerken und der Flexibilitätsstruktur
der Kraftwerksparks notwendig (horizontal zeitliche, und horizontale Koordinationsaufgaben).
− Der Trend zur Dezentralisierung des Elektrizitätsversorgungssystems führt zu einer erhöhten
Investitions- und Betriebsflexibilität des Kraftwerksparks. Aufgrund der höheren Anzahl der
Einheiten erhöht sich allerdings der Koordinationsaufwand zwischen den Einheiten
Wird die Wertschöpfungsstufe Übertragung/Verteilung in die Betrachtung mit einbezogen, zeigen sich
folgende Auswirkungen auf die Koordinationsaufgaben:
− Kurzfristig treten bei knapper Netzkapazität und räumlich konzentrierter Erzeugung erhöhte
Koordinationsanforderungen in Form des Netzengpassmanagements auf.
− Langfristig muss die veränderte räumliche Struktur der Kraftwerke mit den Netzinvestitionen
koordiniert werden.
Die Durchführung der Koordinationsaufgaben durch wirtschaftliche Steuerungsmechanismen wird bereits im
konventionellen Elektrizitätsversorgungssystem durch Marktversagen in Form von Inflexibilitäten, externen
Effekten bei der Netznutzung sowie Informationsproblemen erschwert. Da die Nutzung von EE die
Koordinationsaufgaben vergrößert und bei schnellem Ausbau der Erzeugungsleistung wenig
Erfahrungswissen umsetzbar ist, ergeben sich besondere Anforderungen an die Koordination.
Im folgenden Kapitel werden die Faktoren untersucht, die bestimmen, in welcher Form die erwähnten
Koordinationsaufgaben trotz des Marktversagens über Marktmechanismen gelöst werden können und
welchen Einfluss die erhöhten Koordinationsanforderungen auf die Gestaltung der Marktmechanismen
haben.
47
3 Gestaltungsmöglichkeiten der Marktstruktur zur Integration von
Erneuerbaren Energien
Im Fokus dieser Arbeit stehen EE, die über das Stromnetz physikalisch mit allen Abnehmern und
Verbrauchern verbunden sind. Aus der physikalischen Verbindung und der Unmöglichkeit, bei der Abnahme
die physikalische Herkunft des Stroms zu identifizieren folgt, dass Strom aus EE in die
Koordinationsmechanismen des konventionellen Strommarktes einbezogen ist. Dies gilt für die im
vorherigen Kapitel bereits gezeigten automatisch wirksamen Koordinationsinstrumente (wie Primär- und
Sekundärregelung) ebenso wie für wirtschaftliche Koordinationsinstrumente. So ist Strom aus EE ein
untrennbarer Teil der auf Strommärkten handelbaren Strommenge.
In diesem Kapitel werden daher die Gestaltungsmöglichkeiten für Märkte untersucht, die zur Durchführung
der im vorigen Kapitel dargestellten Koordinationsaufgaben dienen. Ziel der Untersuchung ist die
Identifikation der Abhängigkeiten der Marktergebnisse von den Ausgestaltungsformen der Marktstruktur
unter Berücksichtigung der in Kapitel 2 besprochenen besonderen Koordinationsanforderungen von EE.
In der Literatur ist die Frage der Vorteilhaftigkeit von Marktgestaltungen oder Market Designs in
Abhängigkeit von bestimmten grundlegenden Bedingungen bislang nicht beantwortet worden. Cramton
(2003) stellt fest: „There are many possibilities [of market design], but little is known about their relative
merits“.113 Prinzipielle Fragen der Marktgestaltung werden hingegen in der Literatur unter der Überschrift
„bilaterales Modell versus Poolmodell“ diskutiert, in der integrierte und zentralisierte Koordinationsansätze
den desintegrierten und dezentralisierten Ansätzen gegenübergestellt werden. Diese Diskussion knüpft an die
unterschiedlichen, in der Praxis implementierten Marktgestaltungen an, abstrahiert aber von den gegebenen
grundlegenden Bedingungen und leuchtet nicht systematisch die Gestaltungsspielräume aus. Dies ist jedoch
erforderlich, um auf der Grundlage einer gegebenen Marktgestaltung Optionen für graduelle Veränderungen
beurteilen zu können, die der effizienteren Integration von EE dienen.
Die Struktur der Vorgehensweise in diesem Kapitel zeigt Abbildung 3-1. Zunächst werden die prinzipiellen
Gestaltungsparameter der Marktstruktur dargestellt. Die Ausprägungen der Gestaltungsparameter der
Marktstruktur, wie Marktarchitekturen und Marktformen sowie Durchführungsregeln, spannen den
theoretisch möglichen Gestaltungsraum auf. Anschließend wird anhand konkreter Koordinationsaufgaben
dargestellt, welche Kombinationen von Gestaltungsparametern realisierbar sind und welche
Gestaltungsspielräume somit verbleiben. Gemäß dem SVE-Ansatz wird nach der Darstellung der
Strukturelemente einer Koordinationsinstitution das daraus resultierende wahrscheinliche Verhalten der
Marktteilnehmer beschrieben und schließlich daraus das zu erwartende Marktergebnis abgeleitet.
Abschließend erfolgt eine Bewertung der Gestaltungsspielräume unter Berücksichtigung der
Koordinationsanforderungen, die durch die Integration von EE verursacht werden. Das Kriterium für die
113 Vgl. Cramton (2003).
48
Vorteilhaftigkeit eines Modells ist der möglichen Grad der Annäherung an den least cost dispatch unter
Berücksichtigung vertikaler Koordinationsaufgaben und der Verhinderung der Ausnutzung von Marktmacht.
Entscheidend ist also die erreichbare Effizienz der kurzfristigen horizontalen und vertikalen Koordination.
Die Frage der langfristigen Anreizwirkungen (langfristige Koordination und dynamische Effizienz) ist bei
der Entscheidung für eine Marktarchitektur ebenfalls von Bedeutung, wird jedoch in dieser Arbeit an anderer
Stelle (in Kapitel 3.3 und 3.4) behandelt.
Abbildung 3-1: Struktur der Untersuchung von Elementen der Marktstruktur
Den Ausgangspunkt der Diskussion bilden Märkte, die kurzfristige Koordinationsaufgaben wahrnehmen. Es
folgen Überlegungen zu Märkten mit dem Ziel der langfristigen Koordination. Schließlich wird die
Betrachtung um dynamische Aspekte erweitert. Abschließend werden spezielle Aspekte diskutiert, die sich
aus dem Einfluss von Förderregelungen für EE auf die Koordinationsleistungen von Märkten ergeben.
Die in dieser Arbeit verwendete Definition der Marktstruktur wurde in Kapitel 1 bereits erwähnt. Es handelt
sich um eine breite Definition und beinhaltet die Unternehmensstruktur, die Marktintegrationsform von EE,
die Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit sowie die Marktarchitektur. Die Marktarchitektur steht im
Mittelpunkt der Analyse in diesem Kapitel. Unter Marktarchitektur wird die Struktur von einzelnen Märkten
verstanden, die Koordinationsfunktionen wahrnehmen. Die einzelnen Märkte wiederum können
unterschiedliche Ausgestaltungsformen (Marktformen) besitzen. Abbildung 3-2 verdeutlicht diese
Zusammenhänge.
Beschreibung der prinzipiellen
Gestaltungsparameter der Marktstruktur
Darstellung von realen Gestaltungsspielräumen in
der Marktstruktur
Beschreibung von Marktverhalten und
Marktergebnissen, die aus der Wahl von
Gestaltungsparametern resultieren
Darstellung der verbleibenden
Gestaltungsspielräume und Trade-offs bei der
Integration von Erneuerbare Energien
Einbeziehung von dynamischen Aspekten in die
Betrachtung
kurzfristige Koordination
langfristige Koordination
49
Abbildung 3-2: Analysierte Elemente der Marktstruktur von Strommärkten
3.1 Grundsätzliche Gestaltungsparameter von Strommärkten
In diesem Abschnitt werden die Parameter der Ausgestaltungsmöglichkeiten von Marktarchitekturen
dargestellt, um in den darauf folgenden Abschnitten die Gestaltungsspielräume aufzeigen zu können. Eine
derartige systematische Vorgehensweise ist notwendig, da sich einerseits in der Literatur abweichende
Definitionen des Begriffs finden und andererseits in der Praxis eine Vielfalt von Umsetzungsvarianten
existiert, die unterschiedlich benannt werden.
Den im Folgenden untersuchten Marktarchitekturen ist gemeinsam, dass durch eine umfassende
Strukturregulierung eine zumindest gesellschaftsrechtliche Separierung (unbundling) von Erzeugungs- und
Übertragungsaufgaben stattfindet. Teilweise wird die Separierung durch Verbote gegenseitiger Beteiligung
auch eigentumsrechtlich durchgeführt. Nicht näher betrachtet werden Marktarchitekturen, wie das Modell
spezifischer Durchleitungsrechte, oder (wholesale) wheeling model, die unter Beibehaltung vertikaler
Integration Wettbewerb ermöglichen und teilweise als Übergangslösungen dienen.114 Sind die
Wertschöpfungsstufen vollständig vertikal desintegriert, müssen Märkte Koordinationsaufgaben
wahrnehmen und treten damit an die Stelle der unternehmensinternen Koordination.
In einem ersten Schritt werden in diesem Abschnitt zunächst die Marktformen der Märkte analysiert, aus
denen Marktarchitekturen bestehen. Die Marktformen dieser Märkte lassen sich hinsichtlich zweier
Dimensionen unterscheiden:
1. nach ihrer Zentralität (z.B. rein bilaterale Märkte vs. Börsen)
2. nach der in den Märkten verwendeten Gebots- und Preisstruktur
114 Das Modell spezifischer Durchleitungsrechte überlässt die Koordinationsleistungen zum Großteil einem weiterhin
integrierten, also nur funktional separierten Unternehmen, das nach Maßgabe verfügbarer Durchleitungskapazität
unabhängigen Akteuren bilaterale, meist langfristige Geschäfte gestattet. In diesem Modell werden die
Marktstruktur
Marktinte-
grationsform
für EE
Unter-
nehmens-
struktur
Regulierung d.
Versorgungs-
zuverlässigkeit
Marktarchitektur
In diesem Kapitel nicht betrachtet
Markt mit Marktform 1
Markt mit Marktform 3
Gebots- und
Preisstruktur Zentralisie-
rungsgrad
Markt mit Marktform 2
Durchfüh-
rungsregeln
50
Bei der Zuordnung von Marktformen zu Koordinationsaufgaben kann wiederum unterteilt werden in:
1. die Zuordnung zu horizontalen oder vertikalen Koordinationsaufgaben
2. die Zuordnung zu einem Koordinations-Zeitbereich
In einem zweiten Schritt können Marktarchitekturen danach unterschieden werden, in welchem Umfang
Märkte integriert sind, um simultane Koordinationsaufgaben wahrzunehmen: Integrierte Märkte können
beispielsweise vertikale und horizontale Koordinationsaufgaben simultan durchführen. Marktarchitekturen
definieren auch die Beziehungen zwischen Märkten, d.h. inwieweit Transaktionen in Märkten parallel oder
sequentiell durchgeführt werden.115
Schließlich sind verschiedene Ausgestaltungen der Durchführungsregeln möglich. Sie beziehen sich auf die
Regeln zur Evaluation und zum Settlement von Geboten. Diese Gestaltungsmöglichkeiten werden im
Abschnitt 3.2.5 diskutiert. Abbildung 3-3 zeigt zusammenfassend die Strukturelemente von
Marktarchitekturen.
Abbildung 3-3: Märkte als Bausteine von Marktarchitekturen
Im Folgenden werden verschiedene Zentralisierungsgrade und Gebots- und Preisstrukturen von Marktformen
dargestellt. Zentralisierte Märkte weisen einer Koordinationsinstitution größere Kompetenzen zu als
dezentralisierte Märkte. Zur systematischen Darstellung möglicher Ausprägungen von Marktformen wird
eine tabellarische Darstellung möglicher Kombinationen von Zentralisierungsgraden und Markt- und
Netznutzungspreise sowie die Endverkaufspreise des integrierten Unternehmens reguliert. Vgl. Hunt, S. (2002), S. 143
ff.
115 Vgl. Stoft, S. (2002), S. 89.
Langfristig Day-ahead Intraday Echtzeit
Vertikale
Koordination
Horizontale
Koordination Markt Markt
Markt
Markt
Märkte mit definiertem
Zentralisierungsgrad,
Gebots- und Preis-
struktur, Durch-
führungsregeln
Markt
Integration von Märkten
Horiz., zeitl.
Koordination
51
Preisstrukturen (vgl. Tabelle 3-1) gewählt. Die Tabelle zeigt in der zweiten Spalte Marktinstitutionen mit
von oben nach unten steigendem Zentralisierungsgrad: Da für die Abwicklung von rein bilateralen
Geschäften - abgesehen von dem rechtlichen Rahmen - keine zentrale Institution bestehen muss, haben diese
den geringsten Zentralisierungsgrad. Eine freiwillige Börse ist dagegen eine Institution zur Senkung von
Transaktionskosten durch Standardisierung der Produkte und des Preisfindungsprozesses und zur Nutzung
von Bündelungseffekten zur Optimierung von Angeboten und Nachfragen. Damit ist sie als zentralere
Marktform einzustufen.
Tabelle 3-1: Zentralisierungsgrade und Gebots- und Preisstrukturen verschiedener Marktformen
Mehrteilige Gebote (multipart bids)
Gebots- und Preis-
strukturen
Zen-
tralisierungsgrad
Einteilige Gebote Einteilige
Preise
Mehrteilige Preise
(side payments)
Bilaterale Verträge A1 A2 A3
Freiwillige Börse B1 B
2 B
3
Monopolstellung des
Anbieters/ Nachfragers C1 C
2 C
3
← Steigende Zentralisierung
Unternehmensinterne
Koordination Keine Gebote, nur interne Verrechnungspreise „D4“
Legende: A, B, C: Zentralisierungsgrad; Index 1, 2, 3: Gebots- und Preisstruktur
Die nächste Stufe der Zentralisierung ist die Schaffung eines Nachfrage- beziehungsweise
Angebotsmonopols. Dadurch wird es möglich, eine simultane Optimierung der Gebote aller
Marktteilnehmer durchzuführen. Zur Vervollständigung, nicht aber zur weiteren Diskussion, ist schließlich
in der letzten Zeile die unternehmensinterne Hierarchie als denkbar zentralste Koordinationsform angeführt.
In der ersten Zeile in Tabelle 3-1 sind Gebots- und Preisstrukturen dargestellt, die in den verschiedenen
Märkten genutzt werden können. Mehrteilige Gebote können helfen, die Marktkoordination zu optimieren.
In ihrer ersten Ausprägung mit mehrteiligen Geboten und einteiligen Preisen besteht das Gebot aus zwei
Teilen: dem Energiegebot zum einen und den Nebenbedingungen zum anderen. In diesen Nebenbedingungen
kann z.B. der Einsatzbereich des Kraftwerks definiert werden. Die Nebenbedingungen werden bei der
Marktpreisbildung berücksichtigt, jedoch wird entsprechend der Preisbildungsregel nur ein Energiepreis
gezahlt (einteiliger Preis).
In einer zweiten Variante wird neben dem Energiegebot ein zweiter Gebotsteil eingereicht, der eine zu
vergütende Leistung repräsentiert und es werden mehrteilige Preise gezahlt. Solche mehrteiligen Preise
können beispielsweise aus Kapazitäts- und Energievergütung bestehen oder andere side payments enthalten.
Die Grundidee dieses Ansatzes ist, dass Bieter möglichst vollständig ihre Kostenstruktur offen legen, um
52
einen möglichst optimalen Kraftwerkseinsatz zu erzielen. Der Unterschied zur Koordination einer
unternehmensinternen Hierarchie liegt lediglich darin, dass die Eingangsinformationen in Form von Geboten
unabhängiger Marktteilnehmer vorliegen, anstatt unternehmensintern zur Verfügung zu stehen.116
3.2 Gestaltung von Strommärkten für kurzfristige Koordinationsaufgaben
Nach der erfolgten Definition von Marktformen werden diesen Marktformen nun Koordinationsaufgaben
zugeordnet. Die Diskussion beginnt bei der Echtzeitkoordination, gefolgt von der Analyse der vorgelagerten,
kurzfristigen Koordinationsstufen (Koordination durch kurzfristige Zukunftsmärkte).
Über den Wert kurzfristiger Energielieferungen in einer Branche, in der vor der Re-Regulierung langfristige
Vertragsbeziehungen üblich und die Spezifikation eines exakten zeitlichen Verlaufs der Elektrizitätslieferung
in Verträgen nicht gebräuchlich waren, herrscht bis heute große Verunsicherung. Dies gilt insbesondere in
Verbindung mit der Diskussion um den Marktwert von EE.117 Auf der anderen Seite basieren in
desintegrierten Marktstrukturen alle Strompreise und somit alle Allokationssignale letztlich auf den Preisen
für kurzfristige Lieferungen, die wiederum von der Marktform derjenigen Märkte abhängen, die kurzfristige
Koordinationsaufgaben wahrnehmen. Hogan drückt die Bedeutung der kurzfristigen Strompreise wie folgt
aus: „Surprisingly for an industry as capital intensive as electricity production and distribution, the essential
elements are found in a consistent organization of short-run operations and the associated pricing.“118
3.2.1 Gestaltung von Echtzeitmärkten
In Kapitel 2 wurde bereits deutlich gemacht, dass Koordinationsleistungen in einem
Elektrizitätsversorgungssystem in Echtzeit aufgrund der Randbedingung der Versorgungszuverlässigkeit im
gemeinsamen Interesse der Marktteilnehmer liegen. Ebenfalls wurde gezeigt, dass eine zentrale Institution
den kurzfristigen Leistungsausgleich koordinieren muss: Sie muss die Bereitstellung der Reserveleistungen
organisieren und den Einsatz steuern. Dies ist notwendig, da eine zum Zeitpunkt A gelieferte Stromenge
nicht durch eine zum Zeitpunkt B gelieferte substituierbar ist. Wirtschaftlich bedeutet dies, dass der
Lieferzeitpunkt unterschiedliche Stromprodukte definiert: Da die Entscheidung über die Angebots- und
Nachfragemenge eines Produkts durch unmittelbare physische Einspeisung beziehungsweise Entnahme aus
dem Netz erfolgt, muss eine Verhandlung über die Produktpreise vorher stattgefunden haben. Dies gilt, da
aufgrund fehlender Möglichkeiten der „Rückgabe“ des Stromproduktes eine Nachverhandlung nicht möglich
ist und bilaterale oder zentrale Preisverhandlungen können auch in Echtzeit nicht stattfinden. Im
Echtzeitmarkt gelten also besondere Settlement-Regeln. Unter Settlement-Regeln werden die Regeln
verstanden, die auf die Gebotspreise angewendet die Abrechnungspreise der erfolgreichen Gebote festlegen.
Somit erfolgt das Settlement auf der Grundlage von ex-ante in Zukunftsmärkten definierten Angebots- und
Nachfragefunktionen.
116 In der Terminologie von Stoft handelt es sich bei den Modellen A3, B3 und C3 um Pools, die er anhand des
Vorliegens von side payments definiert. A2 und B2 bezeichnet er als Exchanges. Vgl. Stoft, S. (2002).
117 Vgl. Böhmer, T. (2003), Uphoff, V. (2004).
53
Ein Markt mit physischem Echtzeit-Settlement wird auch als Echtzeitmarkt oder Spotmarkt bezeichnet. Die
Verwendung des Begriffes Spotmarkt ist im Zusammenhang mit Elektrizitätsmärkten jedoch nicht
einheitlich. Im deutschen Sprachgebrauch steht er oft für einen Zukunftsmarkt mit Lieferzeitraum von einem
Tag, welcher allerdings in der vorliegenden Arbeit als day-ahead-Markt bezeichnet wird. Um
Begriffsverwirrungen zu vermeiden, wird in dieser Arbeit durchgängig der Begriff „Echtzeitmarkt“ benutzt
und auf die Verwendung des Begriffes „Spotmarkt“ verzichtet.
Die beschriebenen Eigenschaften von Echtzeitmärkten sind nicht veränderbar. Der Zentralisierungsgrad ist
auf Typ C festgelegt (vgl. Tabelle 3-1). Gestaltungsspielräume bestehen hinsichtlich der Gebots- und
Preisstrukturen. Da sich die Festlegung der Gebote in vorgelagerten Märkten vollzieht, werden Gebots- und
Preisstrukturen in Kapitel 3.2.3.1 der vorliegenden Arbeit diskutiert.
3.2.2 Gestaltung von Zukunftsmärkten
Neben dem Echtzeitmarkt mit physischem settlement, existieren in den Marktarchitekturen Zukunfts- oder
Forwardmärkte. Sie zeichnen sich dadurch aus, dass das settlement bereits vor der physischen Lieferung
stattfindet und somit nur ein finanzielles settlement sein kann. Nach dem Zeitraum bis zur Stromlieferung
können intra-day-, day-ahead-, Wochen- und Monatsmärkte unterschieden werden. Sie tragen dazu bei, das
Preisrisiko des Echtzeitmarktes zu vermindern. In Märkten der Formen A und B erfolgt der Abschluss von
Verträgen unmittelbar zwischen Anbietern und Nachfragern. Die Information über die Energielieferung, die
in dem Vertrag vereinbart wurde, erhält der Systembetreiber in einem festgelegten Zeitraum vor der
physikalischen Lieferung in Form eines Lieferfahrplanes. Dieser enthält entsprechend dem festgelegten
Abrechnungsintervall eine Zeitreihe von Leistungswerten. Er enthält jedoch keine Preisinformationen. Ohne
diese Fahrplananmeldung würden Energielieferungen beziehungsweise -entnahmen zum Echtzeitpreis
abgerechnet.
Stimmen die Liefermengen dieses Zukunftsgeschäfts und die Echtzeitlieferung überein, so stellt das
Zukunftsgeschäft einen perfect hedge des Preisrisikos des Echtzeitpreises dar. Treten Mengenabweichungen
zwischen der Fahrplananmeldung und der physischen Lieferung auf, so sind diese Mengen dem Preisrisiko
des Echtzeitmarktes ausgesetzt. Existiert nur ein einziger Zukunftsmarkt, spricht man auch von einem two-
Settlement-System, oder bei einer weiteren zeitlichen Stufung von Märkten, von einem Multi settlement
System. Die Bedeutung der Risikomanagementfunktion von Zukunftsmärkten führt dazu, dass ein Großteil
der gehandelten Strommengen über Zukunftsmärkte gehandelt wird.119 Das Volumen der umgesetzten
Strommengen in Marktformen mit freiwilliger Börse im day-ahead-Markt beträgt in der Regel 10 bis 15 %
des Gesamtvolumens. Weniger als 5 % werden über den Echtzeitmarkt umgesetzt.120
118 Vgl. Hogan, W. (2002), S. 112f.
119 Dies führt bisweilen zu der Ansicht, der Day-ahead-Markt (wie er beispielsweise an Strombörsen implementiert ist),
sei ein „physischer“ Markt, während längerfristigere Forwardmärkte finanzielle Märkte seien. In Wirklichkeit gibt es
keine schlüssige und absolute Begründung dafür, warum ein Zukunftsgeschäft mit einer Laufzeit von einem Tag
„physischer“ sei als eines mit der Laufzeit von einer Woche.
120 Brattle Group (2000), S. 31.
54
Zentralität der Zukunftsmärkte bei einteiligen Geboten
Grundsätzlich ist für Zukunftsmärkte die Anwendung aller in Tabelle 3-1 genannten Marktformen möglich.
Zur Diskussion der Vorteilhaftigkeit der Marktformen soll zunächst angenommen werden, dass nur die
Abgabe einteiliger Gebote möglich ist und die Preise ebenfalls einteilig sind, also eine reine
Energiemengenvergütung stattfindet (Marktformen mit Index 1). In diesem Fall müssen Marktteilnehmer
ihre Inflexibilitätskosten in den Geboten mit berücksichtigen.
Je größer die Anzahl von Zukunftsmärkten ist, desto besser können die Inflexibilitätskosten aus den
besprochenen intertemporalen Restriktionen des Kraftwerkseinsatzes und des Verbrauches in den Geboten
berücksichtigt werden. So liegt beispielsweise die Bedeutung von day-ahead-Märkten in der Notwendigkeit
des unit commitment begründet. Der Betreiber eines Grundlastblockes mit Startkosten und mit einer
Mindesteinsatzzeit wird zur Absicherung versuchen, vor dem Start des Blocks den Verkauf der
Energiemenge über die Mindesteinsatzzeit durch ein Geschäft im day-ahead-Markt durchzuführen. In sein
einteiliges Gebot kann er die Startkosten mit einbeziehen und trägt somit nicht das Risiko, die Startkosten
aufzuwenden, ohne die Energie verkaufen zu können.
Im noch kürzeren Zeitbereich des economic dispatch sind ebenfalls Inflexibilitäten für die
Koordinationsaufgaben und damit für die Marktkoordination bedeutsam. Intraday-Märkte (z. B. hour-ahead
Märkte, die auch als balancing markets bezeichnet werden) können in diesem Zeitbereich
Koordinationsaufgaben durchführen. Je kürzer der Zeitraum bis zur Lieferung, desto bedeutender wird der
Gebotsaufschlag, der durch die Inflexibilitätskosten verursacht wird, da das Verhältnis zwischen
Inflexibilitätskosten und der Energiemenge, auf die diese Kosten umgelegt werden müssen, größer wird.
Mit steigender Kurzfristigkeit der Märkte steigen auch die Suchkosten nach geeigneten Geschäftspartnern
für die Transaktion. Dies bedeutet, dass die Anzahl der Zukunftsmärkte durch die notwendige Liquidität der
Märkte beschränkt wird. Eine geringe Liquidität drückt sich insbesondere für (kleine) Akteure ohne eigene
Kraftwerksleistung in einem deutlichen Anstieg von Transaktionskosten aus.121 Illiquide Märkte bringen
außerdem die Gefahr der Ausübung von Marktmacht einzelner Anbieter mit sich. Dies heißt, dass eine
gezielte Verknappung oder ein Überangebot zu extremen Preisen führt, die die tatsächliche
Knappheitssituation nicht widerspiegeln.
Fehlender Liquidität von Elektrizitätsmärkten kann durch eine Erhöhung des Zentralisierungsgrades der
Märkte begegnet werden. So kann z.B. eine verpflichtende Teilnahme an einem zentralen Markt eingeführt
werden (Marktform C1). Die damit verbundene Standardisierung der Produktdefinition und anderer
Rahmenbedingungen verhindert aber möglicherweise effiziente bilaterale Transaktionen. Andererseits ist in
zentralisierten Marktformen aufgrund der höheren Anzahl an Geboten effizienterer Dispatch möglich.122
Vorläufig ist also festzuhalten, dass bei einteiligen Geboten
121 Vgl. Klopfer, T. und Schulz, W. (1993), S. 101 f.
122 Vgl. Cameron, L. und Cramton, P. (1999), S. 81.
55
- mehrere Settlements von Zukunftsmärkten Risikoaufschläge von Marktteilnehmern auf ihre Gebote
aufgrund ihrer Inflexibilitäten vermindern helfen,
- mit der Anzahl von Settlements die Liquidität der Märkte sinkt und somit das Risiko des Ausübens von
Marktmacht steigt,
- bei steigender Kurzfristigkeit von Transaktionen eine Zentralisierung der Marktform dazu beiträgt, die
Liquidität zu steigern und effiziente bilaterale Transaktionen immer weniger verhindert werden.
Zentralität von Zukunftsmärkten bei mehrteiligen Geboten
Die Möglichkeit der Abgabe von Geboten mit Nebenbedingungen bei einteiligen Preisen (Marktformen mit
dem Index 2) verringert die Höhe von Risikoaufschlägen auf die Gebote, die in einem zentralisierten
Preisbildungsverfahren (Typ B oder C) abgegeben werden. Diese Risikoaufschläge werden von Bietern auf
Gebote aufgeschlagen, wenn das Preisfindungsverfahren keine explizite Berücksichtigung von
Inflexibilitätskosten (in Form von Nebenbedingungen) vorsieht. Typische Nebenbedingungen von Geboten
sind beispielsweise:
- Energiemengenbegrenzungen (z.B. bei Speicherkraftwerken),
- Maximale Laständerungsraten,
- Definierte monetäre Mindesterträge pro Gebot.
Für bilaterale Verträge (Typ A2) ergeben sich aus der Möglichkeit der Definition von Nebenbedingungen
keine Besonderheiten, da, anders als in zentralisierteren Märkten, bilaterale Verträge an keine
Produktdefinitionen gebunden sind. Nebenbedingungen erhöhen allerdings die Suchkosten nach
Geschäftspartnern.
Da in einem zentralisierten Markt Nebenbedingungen die Findung eines Marktgleichgewichts erschweren,
ist auch hier die Liquidität der Märkte wichtig. Bei einer freiwilligen Börse stellt die Möglichkeit der
Definition von Nebenbedingungen gleichzeitig auch einen Anreiz dar, sie als Koordinationsinstitution zu
nutzen, da sie die Suchkosten bilateraler Märkte verringern.
Die Verwendung mehrteiliger Gebotsstrukturen in Zukunftsmärkten bringt das Problem mit sich, dass die
Evaluation von komplexen, mehrteiligen Geboten bislang wenig erforscht ist. In der Literatur wird gezeigt,
dass das Design einer anreizkompatiblen Evaluation von Geboten und der Preisfeststellung mit großen
Schwierigkeiten behaftet ist und daher Marktmanipulationen nicht verhindert werden können.123 So besteht
die Möglichkeit, die komplizierte Gebotsstruktur auszunutzen und durch von den realen Werten
abweichende Angaben höhere Erlöse zu erzielen, also ein ineffizientes Scheduling zu erzwingen.124 Dies
geschieht umso leichter, je größer die Konzentration auf dem Erzeugungsmarkt ist. Ein weiterer Kritikpunkt
an zentralisierten Systemen ist, dass es auch mehrteilige Gebote nicht erlauben, dem Systembetreiber alle
123 Wilson, R. (1998), S. 174, Kamat, R und Oren, S. S. (2002) , S. 253.
124 Vgl. Cameron, L. und Cramton, P. (1999), S. 81.
56
notwendigen Informationen zukommen zu lassen, um einen effizienten Dispatch durchzuführen – der
dezentralisierte Self-Dispatch sei dem zentralen daher überlegen.125
Die gleichen Überlegungen gelten für die Marktformen, in denen mehrteilige Preise gezahlt werden
(Marktformen mit Index 3). Neben einem Bestandteil für Energiekosten erhalten die Bieter im Falle eines
Zuschlages Zahlungen in Höhe der gebotenen Inflexibilitätskosten. Somit kann es zu einer Preisbildung auf
Grundlage marginaler Erzeugungskosten kommen, in denen keine Risikozuschläge enthalten sind.
Liquiditätsprobleme werden in diesen Märkten nicht entstehen, denn aufgrund der separaten Zahlungen
haben sie eine erhöhte Attraktivität gegenüber bilateralen Verträgen. Falls die Gebote reale Kostenstrukturen
reflektieren, ist es theoretisch möglich, die optimale Informationslage zu erreichen, die ein vertikal
integriertes Unternehmen zur Durchführung einer Kraftwerkseinsatzoptimierung zur Verfügung hat.
Allerdings stellt sich in diesen Marktformen die Frage nach der Ausgestaltung eines Modells für die Umlage
der zusätzlichen Zahlungen auf die Marktteilnehmer. In Kombination mit der Schwierigkeit einer
anreizkompatiblen Evaluation der Gebote entstehen Möglichkeiten des Missbrauchs der Gebotsstruktur bei
Vorliegen von Marktmacht. Diese muss im Rahmen der Betrachtung einer konkreten Implementierung dieser
Marktform genauer untersucht werden.
Hinsichtlich der Marktformen von Zukunftsmärkten mit mehrteiligen Gebots- und Preisstrukturen kann
somit festgehalten werden:
- Mehrteilige Gebotsstrukturen in Zukunftsmärkten ermöglichen eine Reduzierung der Risikoaufschläge
auf die Marktgebote,
- Die anreizkompatible Evaluation von mehrteiligen Geboten ist noch nicht ausreichend geklärt, und somit
eröffnen diese Gebotsstrukturen die Möglichkeit des Missbrauchs von Marktmacht,
- Unter der Voraussetzung, dass Marktteilnehmer in ihrer Gebotsstruktur ihre Kostensituation reflektieren,
bietet diese Marktform das Potential zur Erreichung der Effizienz eines Dispatch wie im vertikal
integrierten Unternehmen.
3.2.3 Gestaltung von Regelenergiemärkten
Als Verantwortlicher für die Systemsicherheit benötigt der Systembetreiber im Zukunftsmarkt eine zur
Sicherung der Generation Security ausreichende Menge kurzfristig einsetzbarer inkrementeller und
dekrementeller physischer Erzeugungsleistung (Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve),
die Regelleistung. Er muss sie in einer dezentralen Marktarchitektur am Markt kontrahieren. Diese
Kontrahierung bezieht sich zwar auf die Bereitstellung physischer Erzeugungsleistung, ist aber, wie jedes
Zukunftsgeschäft mit Elektrizität finanzieller Natur, da die tatsächliche Leistungserbringung erst zum
Lieferzeitpunkt überprüft werden kann. Daher ist es notwendig, dem Systembetreiber über hohe Pönalen, ein
aufwändiges Präqualifikationsverfahren und teilweise direkter Steuerung der Kraftwerke einen physischen
125 Vgl. Cameron, L. und Cramton, P. (1999), S. 80, Shuttleworth, G. (2002), S. 31.
57
Durchgriff auf die Erzeugungsleistung zu gewährleisten. Der Zukunftsmarkt, in dem der Systembetreiber
Leistung mit physischem Durchgriff kontrahiert, wird als Regelenergiemarkt bezeichnet. Der Begriff
„Regelenergiemarkt“ ist insofern verwirrend, als auf diesem Markt keine Energie, sondern zunächst nur
Leistung gehandelt wird. Die Regelenergie ist vielmehr die Energie, die beim Einsatz der Regelleistung
umgewandelt wird.
Für den Regelenergiemarkt können verschiedene Gebots- und Preisstrukturen verwendet werden. Da diese
Ausgestaltungsmöglichkeiten wesentlichen Einfluss auf den Echtzeitpreis haben und somit die am Markt
erzielbare Vergütung von EE entscheidend bestimmen, werden sie im Folgenden genauer analysiert.
3.2.3.1 Gebots- und Preisstrukturen in Regelenergiemärkten
Marktformen von Regelenergiemärkten unterscheiden sich im Wesentlichen bezüglich ihrer Gebots- und
Preisstruktur. Ist eine einteilige Gebotsstruktur (Marktform mit Index 1) für den Regelenergiemarkt
vorgegeben (i. d. R. wird nur der Arbeitspreis für die Lieferung im Echtzeitmarkt geboten), wird also die
Bereitstellung von Reserveleistung nicht separat vergütet, müssen sowohl Brennstoffkosten als auch
Inflexibilitätskosten wie Opportunitäts- und Startkosten in das Gebot mit eingerechnet werden. Da das im
Echtzeitmarkt stattfindende Settlement sowohl von den Geboten anderer Bietern als auch von dem aktuellen
Regelenergiebedarf des Systembetreibers abhängt, insgesamt also sehr schwer zu prognostizieren ist, sind
Risikoaufschläge auf die Gebote zu erwarten.
Die einteilige Gebotsstruktur hat sich in der Praxis nicht durchgesetzt. Innerhalb der niederländischen
Marktarchitektur ist sie zwar vorgeschrieben, gleichzeitig sind aber alle Kraftwerksbetreiber mit einer
Blockgröße von mehr als 60 MW zur Abgabe von Geboten verpflichtet.126 In Deutschland wurde diese
Gebotsstruktur nie implementiert, obwohl es in der Auflage zur Fusion von RWE und VEW des
Bundeskartellamtes ab dem 1.8.2001 enthalten ist. Nach Angaben von der RWE Net AG waren nicht
genügend Bieter bereit, zu diesen Konditionen überhaupt Gebote abzugeben.127 Auf der anderen Seite stellt
die Notwendigkeit der Übernahme von Risiken die aus der Inflexibilität der Kraftwerke rühren, einen starken
dynamischen Anreiz zur Investition in flexiblere Kraftwerkstechnologien dar.
Die mehrteilige Gebotsstruktur bei einteiligen Preisen (Index 2) kann im Regelenergiemarkt keine
Anwendung finden, da sie Nebenbedingungen für den Kraftwerkseinsatz enthält. Diese kann der
Systembetreiber beim Settlement (in Form des Regelenergieeinsatzes) nur schwierig berücksichtigen, da die
Frequenz- oder Regelzonenabweichung als Eingangsgröße seiner Optimierung stochastischen Charakter hat.
Mehrteilige Gebote und mehrteilige Preise (Gebots- und Preisstruktur mit Index 3 mit einer Komponente für
die Vergütung der Kapazitätsbereitstellung sowie einem Energiegebot) sind für den Regelmarkt üblich.
Opportunitäts- und Startkosten können hier im Kapazitätsgebot berücksichtigt werden. Im Falle des
Zuschlages erhält der Anbieter den Leistungspreis (entspricht einem Optionspreis für die Vorhaltung) und,
126 Beune, R. J. L. und Nobel, F. (2001), S. 2.
127 Vgl. Bundeskartellamt (2000), persönliches Gespräch mit Dr. Albers, RWE net AG.
58
im Falles des Einsatzes, den Arbeitspreis. Der Regelenergiemarkt hat in diesem Modell ein gesplittetes
Settlement. Die Kontrahierung der Regelleistung wird meist day-ahead gesettelt, während die gelieferte oder
bezogene Regelenergiemenge im Echtzeitmarkt physikalisch gesettelt wird.
Eine mehrteilige Gebots- und Preisstruktur verringert die Risiken für die Bieter und erhöht auf diese Weise
die Liquidität im Regelenergiemarkt. Auf der anderen Seite hat sie nicht die langfristige Effizienzwirkung
der einteiligen Preise. Die Frage langfristiger Anreizwirkungen der Preise ist von der Finanzierung der side
payments, in diesem Fall also der Kapazitätszahlungen, abhängig. Wird eine pauschale Umlage der
Kapazitätszahlungen auf die Netznutzer vorgenommen und das Niveau der Echtzeitpreise abgesenkt, werden
Kosteninformationen vom Markt „versteckt“. Wird in den Zukunftsmärkten ein anderes Marktmodell (z. B.
einteilige Gebote und Preise) verwendet, so wird dies dazu führen, dass die Risikoabsicherungsfunktion des
Zukunftsmarktes an Bedeutung verliert.
Zusammenfassend kann somit festgehalten werden, dass für den Regelenergiemarkt primär die Marktform
C3 mit gesplittetem Settlement Bedeutung hat.
Der Einsatz der Regelenergie durch den Systembetreiber dient aber nicht nur dem Ausgleich von
„fehlenden“ oder „überschüssigen“ Energiemengen der Marktteilnehmer. Er dient ebenso zur Behebung von
Netzengpässen durch gegenläufigen Einsatz von Kraftwerken beziehungsweise Verbrauchern. In diesem Fall
ergeben sich räumlich differenzierte Echtzeitpreise. Dies bedeutet aber auch, dass der Systembetreiber bei
der Kontrahierung der Leistung ihre räumliche Verteilung berücksichtigen muss.
3.2.3.2 Gebotsevaluation und Bietkalküle in Regelenergiemärkten
Bei der Anwendung von mehrteiligen Gebots- und Preisstrukturen auf Regelenergiemärkten stellt sich die
Frage nach den Bietkalkülen der Anbieter von Regelleistung. Ihre Bietstrategie hängt von ihrer
Kostensituation sowie den Marktregeln für die Gebotsevaluation ab.
Fallen keine Opportunitätskosten aus dem day-ahead-Markt an, muss ein Leistungspreis nur die
Transaktionskosten decken. Mit dem Arbeitspreis müssen jedoch mindestens Brennstoff- und Startkosten
gedeckt werden. Durch das day-ahead-Settlement der Bereitstellungsleistung wird das Risiko des Bieters
gegenüber dem Modell mit einteiligen Preisen reduziert, da bei Ablehnung des Gebotes ein erneutes Bieten
in den noch kurzfristigeren Märkten (intraday, Echtzeit) möglich ist. Für negative Regelenergie fallen
ebenfalls keine Opportunitätskosten an. Hier müssen sich im Arbeitspreisgebot die vermiedenen
Brennstoffkosten widerspiegeln. Abhängig von dem verwendeten Verfahren für die Evaluation der Gebote
sowie den Erwartungen über das Verhalten der Mitbieter kann das Bietkalkül von dem oben beschriebenen
abweichen, d. h. ausgehend von einer Erwartung über die Einsatzwahrscheinlichkeit können auch fixe
Kostenbestandteile in das Arbeitspreisgebot verlagert werden und umgekehrt.
Chao und Wilson haben Verfahren für die Evaluation mehrteiliger Gebote in Regelenergiemärkten
untersucht. Das Ergebnis ihrer Untersuchung ist, dass eine effiziente Evaluationsregel für mehrteilige Gebote
59
eine Evaluation der Gebote anhand des Leistungspreises vorsehen muss. Der Einsatz der Regelleistung
erfolgt dann in der Reihenfolge der aus den Arbeitspreisgeboten gebildeten Merit Order.128
3.2.4 Gestaltung von Marktarchitekturen
Im Folgenden werden Marktarchitekturen nach der Beziehung zwischen Zentralisierung und Integration,
nach ihrer vertikalen Integration sowie nach den zwischen ihnen bestehenden Arbitragebeziehungen
untersucht.
3.2.4.1 Zentralisierung und Integration von Strommärkten
Die Marktarchitektur von Strommärkten kann in Analogie zur Architektur eines Gebäudes gesehen werden,
dessen einzelne Konstruktionselemente genau aufeinander abgestimmt sein müssen, um seinen Zweck
erfüllen zu können.129 Entsprechend werden in einer Marktarchitektur Marktinstitutionen definiert, die
Koordinationsaufgaben wahrnehmen; auch die Form des Zusammenwirkens von Marktinstitutionen wird in
der Marktarchitektur festgelegt.
Der Grad der Zentralisierung von einzelnen Märkten und die Integration von Märkten innerhalb einer
Marktarchitektur stehen in einem Zusammenhang. Die Marktintegration ermöglicht die Ermittlung eines
gemeinsamen Optimums für verschiedene Koordinationsaufgaben, das bei desintegrierten Märkten über
Markttransaktionen gefunden werden muss. In desintegrierten Marktarchitekturen stehen die einzelnen
Märke in Arbitragebeziehungen zueinander. Sie werden im Kapitel 3.2.4.3 diskutiert. Integration von
Märkten bewirkt somit eine Reduzierung von Transaktionskosten. Da die Ermittlung von Optima in
zentralisierten Marktformen auf der Grundlage einer höheren Anzahl von Geboten erfolgen kann, ist die
Kombination einer Marktintegration mit zentralisierten Marktformen sinnvoll. Auf der anderen Seite ist ein
Nachteil von Marktintegrationen, dass ineffiziente Preise (z. B. durch das Ausnutzen von Marktmacht) sich
in allen Märkten wieder finden. Im Rahmen der Gestaltung einer konkreten Marktarchitektur muss dieser
Aspekt mit berücksichtigt werden.
Marktformen mit unterschiedlichem Zentralisierungsgrad können parallel existieren und simultan
Koordinationsaufgaben durchführen. Beispielsweise können eine oder mehrere Strombörsen parallel zu
bilateralen Märkten oder durch elektronische Brokersysteme vermittelte Märkten existieren. Diese Märkte
stehen untereinander ebenfalls in Arbitragebeziehungen.130
Beim Poolmodell handelt es sich um die denkbar höchste Zentralisierung und Integration einer
Marktarchitektur. Forward- und Regelenergiemärkte sowie Märkte für Übertragungsrechte sind in einem
zentralisierten Markt integriert. Koordinations- und Optimierungsfunktionen werden durch den
Systembetreiber vorgenommen. Es wird daher auch als „Maximum-ISO“ -Modell bezeichnet. Die Güte der
128 Vgl. Chao, H. und Wilson, R. (2002)
129 Die Definition folgt hier der von Stoft. Vgl. Stoft, S. (2002), S. 84.
130 Für eine Darstellung von Beziehungen von Day-ahead Märkten unterschiedlichen Zentralisierungsgrades vgl.
Borchert, J. (2004), S. 14 ff.
60
Koordinationsleistung entspräche der eines integrierten Unternehmens, sofern die Gebote der
Marktteilnehmer den tatsächlichen Kosten entsprechen.131
Auf der anderen Seite ist das mögliche Minimum der Aktivität des Systembetreibers der Einsatz von in
einem zentralen Regelenergiemarkt bezogener Energie und die Abrechnung von Umsätzen des
Echtzeitmarktes. Eine Marktarchitektur mit minimaler Aktivität des Systembetreibers und einer
weitgehenden Koordination mit Hilfe von dezentralen Marktformen, wird als „dezentrales Modell“,
„Minimum-ISO“ oder „bilaterales Modell“ bezeichnet.132 Die horizontale Koordination der Kraftwerke im
day-ahead-Zeitraum wird im bilateralen Modell auf der Grundlage verteilter Informationen vorgenommen.
Strombörsen, Broker oder andere Vermarktungsinstitutionen sind hilfreich, aber nicht zwingend notwendig,
um diese Aufgabe zu erfüllen. Somit stellen die wesentlichen Unterschiede zwischen den Marktarchitekturen
die Zentralität von day-ahead-Märkten, den Märkten für Übertragungsrechte sowie intraday-Märkten dar, die
als separate Märkte existieren.
3.2.4.2 Vertikale Integration von Strommärkten
Aufgrund seiner Systemverantwortung ist der Systembetreiber zur Durchführung der vertikalen
Koordination (vgl. Kapitel 2.5.2) auch als unbundeltes Unternehmen auf Informationen über mittel- und
kurzfristige Kraftwerkseinsatzplanung angewiesen. Die dazu mindestens erforderlichen Informationen sind
die aus Handelsgeschäften day-ahead resultierenden Fahrpläne, die den Energieaustausch zwischen
Erzeugern und Abnehmern für jedes Settlement-Intervall zeigen. Auf Grundlage dieser Informationen kann
der Systembetreiber die zu erwartende Netzbelastung prüfen. In integrierten Systemen liegen zudem die
Preisinformationen vor, auf deren Grundlage ein Dispatch unter Berücksichtigung von Netzengpässen
durchgeführt wird und der zu örtlich differenzierten Preisen in jedem Netzknoten führt. Die örtlichen
Preisdifferenzen können im Vorfeld des Settlements durch finanzielle Übertragungsrechte (Transmission
Congestion Contracts – TCC) gehedgt werden, die dem Inhaber die Preisdifferenz zwischen in dem Kontrakt
spezifizierten Netzknoten garantieren.133 In desintegrierten und dezentralisierten Marktarchitekturen werden
üblicherweise bilaterale Verträge auf Grundlage eines simplifizierten Netzmodells abgeschlossen. In diesem
sind Netzknoten in Zonen zusammengefasst, innerhalb derer keine Netzrestriktionen auftreten. Zwischen den
Zonen bestehende signifikante Übertragungsrestriktionen (Commercal significant interzonal transmission
constraints) werden beim Dispatch berücksichtigt.134 Für diese Engpässe können physische oder finanzielle
Übertragungsrechte gehandelt werden. Da in einem vermaschten Netz Netzengpässe voneinander abhängig
sind, sind Märkte für Übertragungsrechte zentralisiert (Marktform Typ C).
Im theoretischen Idealfall (Wettbewerbsbedingungen, vollständige Information) führen desintegrierte,
dezentrale Systeme, bei denen Übertragungsrechte vom Systembetreiber erworben werden müssen, zum
131 Hogan, W. W. (2002), S. 115.
132 Andere Bezeichnungen sind integrated vs. unbundled, vgl. Wilson, R. (2001), S. 5. Das rein dezentrale (bilaterale)
Modell ohne zentrale Eelemente ist ein rein theoretisches Konstrukt ohne praktische Relevanz.
133 Das Konzept der TCC geht auf Hogan zurück (vgl. Hogan, W. W. (1992)).
134 Vgl. Kamat, R. und Oren, S. S. (2002), S. 2.
61
gleichen Ergebnis wie der zentralisierte, integrierte Ansatz.135 Im realen Fall fallen die Märkte für Energie
und Übertragung zeitlich auseinander. Unsicherheiten können durch das mögliche Eintreffen von
Ereignissen zwischen dem Settlement des Marktes für Übertragungsrechte und dem Energiemarkt eintreten
Weiterhin können sich die Netzengpasssituationen im Zeitraum zwischen day-ahead- und Echtzeit-
Settlements entsprechend der Prognosegenauigkeit für Energielieferungen aus EE ändern. In diesen realen
Fällen nicht vollständiger Informationen oder dem Vorliegen von Unsicherheiten ist der zentralisierte Ansatz
dem dezentralen überlegen, da die neu eintreffenden Informationen von zentraler Stelle in
Dispatchentscheidungen berücksichtigt werden können, ohne dass es einer direkten Beteiligung von
Marktakteuren bedarf. Beim kurzfristigen Auftreten von Engpässen müssen diese vom Systembetreiber
behoben werden. Da in dezentralen Marktformen keine Kosteninformationen zentral vorliegen, muss die
Engpassbehebung unter Einsatz von Regelenergie erfolgen und die anfallenden Kosten müssen auf die
Marktteilnehmer verteilt werden. Neuhoff hat gezeigt, dass bei Vorliegen von Netzengpässen in
zentralisierten Marktformen die Marktmacht von Erzeugern zu geringeren Effizienzverlusten führt als bei
dezentralisierten.136
In der Literatur kann die Überlegenheit eines der Modelle nur unter sehr engen Annahmen hergeleitet
werden.137 In Summe zeigt sich zwar, dass bei Anstieg der Koordinationsaufgaben und Unsicherheiten durch
EE eine stärkere Zentralisierung des Marktes geboten ist. Die Argumente gegen eine stärkere Zentralisierung
zielen eher auf die Gefahr des Marktmissbrauchs sowie auf dynamische, langfristige Aspekte ab, die in den
folgenden Kapiteln näher untersucht werden. Eine Aussage über die Vorteilhaftigkeit konkreter
Marktarchitekturen können jedoch nur unter Berücksichtigung der Unternehmensstruktur und der
bestehenden Netztopologie getroffen werden.
Einen Indikator für die relative Überlegenheit von Marktarchitekturen könnten praktische Erfahrungen
darstellen. Zunächst ist ein Zusammenhang zwischen der Implementierung eines Designs und der
Ausprägung der Koordinationsaufgaben des jeweiligen Elektrizitätsversorgungssystems denkbar. Geht man
davon aus, dass die relative Überlegenheit eines Systems abstrakt nicht herleitbar ist, könnte die Richtung
von Modifikationen einer Architektur Hinweise darauf geben, welche Marktarchitekturen überlegen sind.
Integrierte und zentralisierte Marktarchitekturen, in denen Netzknotenpreise implizit bestimmt werden und in
denen im day-ahead-Markt mehrteilige Gebote und Preise zugelassen sind, finden sich vor allem im
Nordosten der USA. Beispielsweise wird im day-ahead-Markt von Pennsylvania, New Jersey, Maryland
(PJM) garantiert, dass kein Erzeuger, der vom Systembetreiber eingeplant wird im Laufe eines Tages Geld
verliert. Wenn Start- und Leerkosten nicht gedeckt werden können, wird ein uplift charge gezahlt, das von
allen Endkunden gleichmäßig zu tragen ist.138 Weitere zentralisierte Märkte sind in New England, New
York, Neuseeland sowie in Spanien und Skandinavien anzutreffen. Eher dezentralisierte Märkte sind in
135 Vgl. Chao, H. und Peck, S. C. (1997).
136 Vgl. Neuhoff, K. (2003).
137 Vgl. dazu beispielsweise Ehrenmann, A. und Neuhoff, K. (2003), Smeers, Y. (2001), Joskow, P. L. und Tirole, J.
(2000).
62
Deutschland, in den Niederlanden, Österreich und Kalifornien (bis 2001) implementiert. Da im Nordosten
der USA ein aktives Engpassmanagement nötig ist, dagegen in Deutschland, Niederlanden und Österreich
kaum Engpässe innerhalb der Elektrizitätsversorgungssysteme auftreten, ist dies ein Hinweis auf die
Überlegenheit integrierter und zentralisierter Marktarchitekturen bei erhöhten vertikalen
Koordinationsaufgaben.
Bereits erwähnt wurde das von der US-amerikanischen Regulierungsbehörde 2002 vorgeschlagene Standard
Market Design, das nach einer Diskussionsphase der dokumentierten Marktregeln als einheitliche Grundlage
für die Marktgestaltung in den USA dienen soll.139 Es lehnt sich an die zentralisierten Marktmodelle des
Nordostens an. Hauptcharakteristikum ist ein nicht-obligatorischer day-ahead-Markt, über den auch
bilaterale Handelsgeschäfte abgewickelt werden können und wo der auf Grundlage von mehrteiligen
Preisgeboten Knotenpreise ermittelt werden. In England und Wales hat im März 2001 ein Übergang von
einem Poolmodell zu einem dezentralem System stattgefunden. In Kalifornien wird über die
Implementierung eines zentraleren Systems nachgedacht. Ingesamt zeichnet sich also eine Abkehr von
Extremformen der Marktgestaltung und eine Tendenz hin zu Marktarchitekturen ab, die auf Marktformen
vom Typ B beruhen. Ein direkter Zusammenhang zu den Koordinationsaufgaben kann daraus jedoch nicht
abgeleitet werden.
3.2.4.3 Beziehungen zwischen kurzfristigen Strommärkten
In desintegrierten Marktarchitekturen mit mehreren Settlements ergeben sich im Echtzeitmarkt, im day-
ahead-Markt sowie im Regelenergiemarkt Strompreise, die über Arbitragebeziehungen oder Settlement-
Regeln miteinander gekoppelt sind. Diese Kopplungen sind in integrierten Marktarchitekturen internalisiert.
In Abbildung 3-4 sind die nachfolgend beschriebenen Beziehungen überblicksartig grafisch dargestellt. Sie
werden nachfolgend näher erläutert.
Abbildung 3-4: Beziehungen zwischen kurzfristigen Strommärkten
138 Vgl. Hirst, E. (2001), S. 13.
139 Vgl. FERC (2002).
Opportunitätskosten,
Inflexibilitätskosten,
Bid-evaluation-Regeln
Echtzeitmarkt
Möglichkeiten der
Fahrplanabweichung und
der Abschätzung der
Regelzonenbilanz
Day-ahead Markt
Regelenergie-
markt
Settlement-
Regeln
63
Day-ahead-Markt – Regelenergiemarkt
Die Kopplung der Angebotspreise auf dem Regelmarkt mit day-ahead-Marktpreisen ergibt sich aus der
Forderung der Anbieter, im Regelmarkt mindestens gleich hohe Erlöse zu erzielen.140 Für die Anbieter auf
den Regelenergiemarkt fallen beim Angebot positiver Reserve (zur kurzfristigen Lieferung von Elektrizität)
Opportunitätskosten immer dann an, wenn Kraftwerke mit marginalen Kosten die kleiner sind als der im
day-ahead-Markt realisierte Preis, im Regelenergiemarkt bieten. Diese so genannten inframarginalen
Kraftwerke sind oft die einzigen Kraftwerke, die den technischen Anforderungen an die Bereitstellung von
Regelleistung genügen. Da die technischen Anforderungen an die Minutenreserveleistung geringer sind,
bieten in diesem Bereich verstärkt Kraftwerke mit marginalen Kosten, die höher sind, als der im day-ahead-
Markt realisierte Preis (z.B. Gasturbinenkraftwerke). Bei ihnen fallen für die Bereitstellung der Leistung
keine Opportunitätskosten an.
Im Falle negativer Reserve (kurzfristige Reduzierung der gelieferten Leistung beziehungsweise Erhöhung
des Verbrauchs) gelten umgekehrte Überlegungen. Die Bieter am Markt für negative Regelenergie bieten
einen Preis, den sie für die Leistungsreduzierung (die Brennstoffersparnis mit sich führt) beziehungsweise
für die bezogene Elektrizität zu zahlen bereit sind. Unter der Annahme voller Flexibilität bieten demnach
Kraftwerke in umgekehrter Reihenfolge ihrer marginalen Kosten. Opportunitätskosten fallen hier nicht an.141
Day-ahead-Markt - Echtzeitmarkt
Im theoretischen Fall voll flexibler Kraftwerke ohne das Eintreffen besonderer Ereignisse bis zur Lieferung
und bei einteiligen Preisen ist der Preisverlauf im Echtzeitmarkt mit dem in den Zukunftsmärkten identisch.
Durch das im Zukunftsmarkt in der Regel größere Abrechnungsintervall tritt lediglich eine Mittlung des oft
in einem kürzeren Zeitbereich festgelegten Echtzeitpreises auf. Ein unterschiedliches Niveau und eine
größere Volatilität der Echtzeitpreise gegenüber den day-ahead-Preisen kann durch kurzfristige
Inflexibilitäten im Kraftwerkspark und die Verwendung mehrteiliger Preise verursacht werden:
Treten in Zukunftsmärkten Preise auf, die nicht den Preiserwartungen auf dem Echtzeitmarkt entsprechen,
eröffnen sich Arbitragemöglichkeiten. Das Ausnutzen von Arbitragemöglichkeiten zwischen day-ahead- und
dem Echtzeitmarkt hat im US-amerikanischen Sprachgebrauch bereits einen Ausdruck geprägt: Geschäfte,
die durch „Überspeisung“ Erlöse für Überschussenergie im Echtzeitmarkt erzielen, werden als „fat boy
trades“ bezeichnet. Bei antizipierbaren Preisdifferenzen zwischen Echtzeit- und day-ahead-Markt sind daher
systematische Fahrplanabweichungen ein Indikator für Arbitragegeschäfte. Sie treten so lange auf, bis durch
die Veränderung der Wahrscheinlichkeit des Auftretens der Regelzonenabweichungen in positive
140 Theoretische Modellrechnungen ergeben eine sehr hohe Korrelation zwischen dem Regelmarkt und dem day-ahead-
Markt. Vgl. dazu Hirst, E. und Kirby, B. (1998).
141 Bei Aufhebung der Annahme voller Flexibilität könnte es theoretisch möglich sein, dass Opportunitätskosten
ebenfalls in die Gebote einbezogen werden müssen. Dies wäre beispielsweise dann der Fall, wenn Kraftwerke mit
marginalen Kosten unterhalb des MCP keine genügend schnelle Leistungsänderung liefern können oder unterhalb ihrer
Mindestlast fahren müssten. In diesem Fall müssten Kraftwerke einen erhöhten Output liefern.
64
beziehungsweise negative Richtung der Erwartungswert des Echtzeitpreises dem day-ahead-Preis (unter
Berücksichtigung eines Risikozuschlages) entspricht.
Bei Verwendung unterschiedlicher Preisstrukturen in Zukunftsmärkten und dem Regelmarkt funktionieren
Arbitragebeziehungen nicht mehr. Werden beispielsweise Leistungspreise, Zuschläge für Rampenfahrten
oder andere side payments pauschal umgelegt, werden durch diesen zweiten Preisbestandteil nicht mehr die
vollständigen Kosten abgebildet. Bestehen unterschiedliche Gebotsstrukturen im Regel- oder Echtzeitmarkt
so führt Arbitrage zu Preisverzerrungen.
Regelenergiemarkt - Echtzeitmarkt
Die Beziehungen zwischen dem Regelenergie- und dem Echtzeitmarkt ergeben sich in dezentralen
Marktarchitekturen aus den Settlement-Regeln des Regelenergiemarktes, der teilweise im Echtzeitmarkt
gesettlet wird. Sie werden im Zusammenhang mit den Durchführungsregeln im Kapitel 3.2.5.1 diskutiert.
Märkte für Übertragungsrechte – Strommärkte
Der Wert eines Übertragungsrechtes für einen Netzengpass entspricht (bei Vernachlässigung von
Netzverlusten) der Differenz der Marktpreise in den durch den Engpass getrennten Netzknoten oder Zonen.
Insofern besteht eine direkte Kopplung zwischen den Preisen für die Übertragungsrechte und dem Forward-
beziehungsweise Echtzeitpreisen zu jedem Zeitpunkt.
3.2.4.4 Ausprägungen von Marktintegration
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass in desintegrierten Marktarchitekturen zwischen dem day-
ahead-Markt und dem Regelenergiemarkt sowie zwischen den Märkten für Übertragungsrechte und den
Strommärkten Beziehungen bestehen. Eine Integration der Märkte könnte folgende Ausprägungen haben:
- institutionelle Kopplung der Märkte
- Einführung von Mechanismen zur Übertragung von (z. B. nicht berücksichtigten) Geboten in andere
Märkte
- Abgabe von Geboten mit Nebenbedingungen, die an Ergebnisse eines anderen Marktes geknüpft sind
- im Extremfall vollständige Integration der Märkte (einheitliche Preisermittlung über alle Märkte).
Die erhöhten kurzfristigen Koordinationsanforderungen durch regenerative Energie in einem inflexiblen,
thermisch geprägten System können daher durch zentralisierte Marktformen einfacher gelöst werden. Um
das Optimierungsergebnis durch bilaterale Verträge zu reproduzieren, bedarf es einer Reihe liquider
Forwardmärkte, die über Arbitragerelationen gekoppelt sind und eine konsistente Preisstellung in allen
65
Märkten liefern. Die Transaktionskosten können in solchen Märkten durch Konzentration auf wenige
elektronische Handelsplätze abgesenkt werden.
3.2.5 Durchführungsregeln in Strommärkten
Eine noch feinere Differenzierung von Marktformen lässt sich durch die Betrachtung ihrer
Durchführungsregeln vornehmen: Diese Regeln betreffen die u. a. die Wahl des Settlement-Intervalls, das
Verfahren für die Evaluation der Gebote und das Settlement sowie die Präqualifikation von
Marktteilnehmern. Daneben existieren (insbesondere in zentralisierten Marktformen wie Strombörsen)
zahlreiche weitere Regelungen zur Festlegung von Handelsabläufen.142
3.2.5.1 Settlement-Regeln
Bei der Abrechnung der Gebote in Strommärkten, lassen sich in Märkten mit einteiligen Gebotsstrukturen
zwei Verfahren unterscheiden. Wenn alle Gebote zum Marktpreis abgerechnet werden und der Marktpreis
entsprechend der Höhe des marginalen Gebotes festgesetzt wird, das die bestehende Nachfrage deckt, spricht
man vom Marginal Cost Pricing (MCP). Alternativ wird das Pay as Bid (PaB) Verfahren eingesetzt. Bei
diesem Verfahren erhalten erfolgreiche Bieter ihren individuellen Gebotspreis.
In der Literatur wird der Einsatz des PaB-Verfahren als Instrument zur Verhinderung von
Marktmanipulationen in Strommärkten durch überhöhte Gebote diskutiert. Die Anwendung des PaB-
Verfahrens verhindere die Anhebung des gesamten Preisniveaus durch einen einzelnen Anbieter, da, anders
als beim MCP ein einzelnes (das marginale) Gebot nicht die Höhe der Zahlung an alle anderen
Marktteilnehmer beeinflusst.143
Das Marktergebnis ist bei beiden Verfahren unter der Voraussetzung vollständiger Information gleich, da
beim PaB-Verfahren die Bieter ihre Gebote entsprechend dem erwarteten marginalen Gebot abgeben. Sie
erhöhen somit ihre Gebote über ihre marginalen Kosten hinaus bis zum erwarteten Marktpreis. Als Vorzug
des MCP wird die leichtere Kontrollierbarkeit beim Missbrauch von Marktmacht angeführt da die
Abweichungen zu den (meist bekannten) marginalen Erzeugungskosten leicht identifiziert werden können.
Schließlich bedeutet ein PaB System insbesondere für kleinere Anbieter einen verhältnismäßig höheren
Aufwand zur Ermittlung des wahrscheinlichen Marktpreises. In Summe muss die Entscheidung für ein
Verfahren in Abhängigkeit von der Liquidität des Marktes und der Gefahr des Ausübens von Marktmacht
gefällt werden.144
In Märkten mit mehrteiligen Gebots- und Preisstrukturen sind im Hinblick auf das Settlement noch weitere
Ausgestaltungsoptionen relevant. Die Ausgestaltung des Settlements ist für die Preisbildung auf dem
142 Darunter fallen z.B. die sog. activity rules, die Marktunterbrechungen bei der Überschreitung von bestimmter
Preisgrenzen vorsehen.
143 Vgl. Krishna, V. und Perry, M. (1998), Vázquez, C., Rivier, M., und Pérez-Arriaga, I. J. (2001), Putnam, Hayes und
Bartlett (1998).
144 Vgl. Shuttleworth, G. (2002), S.34.
66
Echtzeitmarkt relevant, da in Regelmärkten oft mehrteilige Gebots- und Preisstrukturen verwendet werden
und das physikalische Settlement auf dem Echtzeitmarkt stattfindet. Somit überführt die Settlement-Regel
des Regelenergiemarktes die dort vorliegenden Gebote in Echtzeitpreise. Neben den Geboten des
Regelenergiemarktes sind für die Festlegung des Echtzeitpreises die Mengen entscheidend, die sich aus dem
Saldo der Fahrplanabweichungen ergeben.145 Wenn beispielsweise auf dem Regelenergiemarkt eine
zweiteilige Gebots- und Preisstruktur verwendet wird, in der ein Arbeits- und ein Leistungspreis geboten
werden, muss in einer Settlement-Regel festgelegt werden, wie die beiden Preisbestandteile auf welche
Nutzer der kurzfristigen Energielieferungen umgelegt werden. Diese Settlement-Regel kann daher auch als
Kostenwälzungsregel vom Regelenergiemarkt zum Echtzeitmarkt betrachtet werden.
Soll die Settlement- oder Kostenwälzungsregel zu einer kurzfristigen und langfristigen
Gesamtkostenminimierung führen, müssen die Kosten der Bereitstellung von kurzfristig verfügbarer
Kraftwerksleistung in einer Weise an die Nutzer gewälzt werden, dass die marginalen Kosten dem Nutzen
der Bereitstellung entsprechen können. Die durch die Kurzfristigkeit von Energielieferungen verursachten
Kosten sind Kosten der Option kurzfristiger Leistungsbereitstellung und entsprechen damit den
Inflexibilitätskosten der zur kurzfristigen Lieferung bereitgestellten Kraftwerke. Der Nutzen besteht in der
Erhaltung eines definierten Levels der Systemsicherheit auch bei stochastischen Schwankungen von Last
und der Erzeugungsleistung. Dieser Nutzen kann als eine Versicherung gegen Fehler bei der Einsatzplanung
interpretiert werden, die allen Erzeugern und Verbrauchern zugute kommt. Dieser Interpretation zufolge sind
die Kosten der kurzfristigen Leistungsbereitstellung auf alle Netznutzer umzulegen. Andererseits ist aber die
Inanspruchnahme der Versicherungsleistung durch Erzeuger und Verbraucher steuerbar (vgl. fat-boy trades,
Kapitel 3.2.4.3). Da eine gezielte Ausnutzung der Versicherungsleistung durch einige Akteure die durch alle
Akteure finanzierte, insgesamt notwendige Leistungsbereitstellung beeinflusst, liegt ein externer Effekt vor.
Zur Internalisierung des externen Effektes existieren zwei Möglichkeiten: Zum einen können Maßnahmen
ergriffen werden, die gezielte Inanspruchnahme von Reserveleistung verhindern. So können z. B.
Regelungen eingeführt werden, die bei Inanspruchnahme eine inhaltliche Begründung fordern und nur
unvorhergesehene Ereignisse akzeptiert werden. Die andere Möglichkeit besteht darin, die
Kostenwälzungsregel so anzupassen, dass bei Inanspruchnahme der Reserveleistung auch Anteile an ihren
Bereitstellungskosten berechnet werden. Der Echtzeitpreis würde somit aus zwei Komponenten bestehen:
Zum einen würde die eingesetzte Regelenergie gemäß der Energiegebote des Regelenergiemarktes berechnet
werden. Zum anderen würde für jede im Echtzeitmarkt umgesetzte Energiemenge die angefallenen
Bereitstellungskosten berechnet werden. Bei vollständiger Weiterwälzung der Bereitstellungskosten in dem
typischen kurzem Abrechnungsintervall (5 Minuten bis 1 Stunde) entsteht das Problem, dass bei einer sehr
geringen Inanspruchnahme der Reserveleistung (etwa durch sehr gut prognostizierbare Rahmenbedingungen
der Lastprognose) die gesamten Bereitstellungskosten auf die geringe Energiemenge weitergewälzt wird, die
145 In einigen praktisch implementierten Marktformen können Marktteilnehmer, unabhängig vom Regelenergiemarkt,
Preisgebote für die Variation ihrer Erzeugungsleistung abgeben, die der Systembetreiber in Echtzeit abrufen kann. Die
67
im Echtzeitmarkt gehandelt wird. Dies würde zu extremen Preisspitzen und damit wiederum zu größerer
Überspeisung führen.
Das Problem der Preisspitzen kann durch eine Kostenwälzungsregel gemildert werden, bei der die
Bereitstellungskosten für die Leistung über einen längeren Zeitraum aufaddiert und anschließend auf die in
diesem Zeitraum im Echtzeitmarkt umgesetzte Energiemenge aufgeteilt wird. Eine Kostenwälzungsfunktion,
die bei anwachsenden umgesetzten Mengen im Echtzeitmarkt einen überproportional größeren Anteil der
Leistungsbereitstellungskosten umgewälzt werden, betont den Aspekt der Versicherung gegen kleinere,
ungewollte Leistungsabweichung.
Die Festlegung der Kostenmodus hat große Auswirkungen auf die Erlössituation von EE. So führte die
Einführung der Überwälzung von Leistungskosten im Echtzeitmarkt in England/Wales im Rahmen des
Marktsystems NETA zu negativen Erträgen großer Teile britischer Anlagenbetreiber von EE.146 Die
quantitative Festlegung der Kostenwälzungsfunktion muss daher auf Grundlage eines Modells vorgenommen
werden, in dem die Auswirkungen der Anreizwirkungen modelliert werden.
3.2.5.2 Wahl des Settlement-Intervalls
Das Settlement-Intervall ist der minimale Abrechnungszeitraum, der ein Stromprodukt bildet. Seine
Festlegung nach ökonomischen Kriterien stellt ein Kompromiss zwischen Minimierung von
Transaktionskosten (die ein größeres Intervall nach sich zieht) und Effizienz (die ein kleineres Intervall
ermöglicht) dar. Ein kleineres Intervall ermöglicht Marktteilnehmern eine genauere Anpassung ihrer
Erzeugungsleistung und verringert so die Restgröße, die durch den Systembetreiber unter Einsatz von teurer,
kurzfristiger Reserve ausregelt werden muss. Größere Intervalle wiederum ermöglichen
Kraftwerksbetreibern die Verteilung ihrer Inflexibilitätskosten auf eine größere Energiemenge. Das Intervall,
das den Übergang zwischen deterministischem und stochastischem Verhalten der Lastfunktion darstellt, ist
die Untergrenze für ein wirtschaftlich sinnvolles Zeitintervall.
In implementierten Durchführungsregeln differiert das Zeitintervall, und es unterscheidet sich auch in den
verschiedenen Märkten. In den hydraulisch geprägten Elektrizitätsversorgungssystemen Nordeuropas genügt
aufgrund der niedrigen Inflexibilitätskosten von Wasserkraftwerken ein einstündiges Intervall für alle
Märkte. In Deutschland werden im Echtzeitmarkt Viertelstundenintervalle verwendet, im day-ahead-Markt
Stundenintervalle und im Regelenergiemarkt für die Kapazitätsbereitstellung Zeitintervalle, die mehrere
Stunden umfassen. Das Hedgen des Risikos des Echtzeitmarktes durch einen day-ahead-Kontrakt ist somit
nur unvollständig möglich, und der Erzeuger ist eventuell dem um die Inflexibilitätskosten erhöhten
Preisniveau des Echtzeitmarktes ausgesetzt. Dies trifft vor allem EE mit hohen Lastgradienten und
entsprechend großer Varianz der Einspeisung. In einer effizienten Marktarchitektur müssen die Intervalle in
allen Märkten daher gleich sein.
Höhe dieser Gebote ist dann maßgeblich für die Feststellung des Echtzeitpreises. Diese Form der Regelenergie wird
parallel zu der vom Systembetreiber fest kontrahierten Erzeugungsleistung eingesetzt.
68
3.2.5.3 Präqualifikation von Marktteilnehmern
Die Zahl der Marktteilnehmer im den Strommärkten wird durch formale Anforderungen beeinflusst, die vom
Systembetreiber oder einer Regulierungsbehörde definiert werden. Im Rahmen einer Präqualifikation wird
neben technischen Anforderungen an die Abwicklung der Stromlieferung auch die finanzielle Situation
potentieller Anbieter geprüft. Präqualifikationsbestimmungen können auch als Markteintrittsbarriere
missbraucht werden. Dies gilt insbesondere für technische Anforderungen an die Marktteilnehmer, die aus
Schnittstellenproblemen herrühren. Betroffen sind hier vor allem Marktteilnehmer für kurzfristige Forward-
Märkte, für die niedrige Transaktionskosten und eine hohe Marktliquidität bedeutsam sind. Zwischen den
notwendigen Maßnahmen zur Überwindung technischer Barrieren und den positiven Effekten einer höheren
Anzahl von Marktteilnehmern ist von neutraler Stelle abzuwägen.
Für die Effizienz der Märkte bedeutsam ist neben der formalen Präqualifikation von direkten
Marktteilnehmern die indirekte Teilnahme von Akteuren. In Kapitel zwei wurde bereits die Preiselastizität
der Elektrizitätsnachfrage im Rahmen von Real-time-pricing Programmen diskutiert. Die (indirekte)
Partizipation von Nachfragern in den Strommärkten kann die Effizienz der Märkte erhöhen, indem
Verbrauchsentscheidungen in Abhängigkeit vom aktuellen Preisniveau getroffen werden können. Darüber
hinaus wird Real-time-pricing als eine wirksame Methode zur Verringerung der Auswirkungen der
Marktmacht angesehen, die Erzeuger in Zeiten knapper Kapazität haben.147
3.3 Gestaltung von Strommärkten für langfristige Koordinationsaufgaben
In diesem Kapitel wird geprüft, inwieweit durch Marktmechanismen auch langfristige
Koordinationsleistungen erbracht werden können. Dabei handelt es sich um die horizontal-zeitliche
Koordination des Einsatzes von Erzeugungsleistung sowie die langfristige vertikale Koordination zwischen
der Veränderung der räumlichen Anordnung der Erzeugungsleistung, der Verbraucherleistung sowie der
Struktur des Transportnetzes, die durch EE hervorgerufen wird. Die horizontal-zeitliche Koordination der
Investition in Erzeugungsleistung umfasst zum einen die Sicherstellung der Generation Adequacy (vgl.
Kapitel 2.1) und zum anderen die Bereitstellung von Erzeugungsleistung mit der optimalen Kosten- und
Flexibilitätsstruktur (vgl. Kapitel 2.4).
3.3.1 Koordination der Investition in Erzeugungsleistung
Die Sicherstellung der Generation Adequacy kann durch den beschriebenen kurzfristigen
Marktmechanismus geleistet werden, wenn die Marktpreise in Zeiten knapper Erzeugungsleistung über die
marginalen Erzeugungskosten der Spitzenlasteinheiten hinaus steigen. Werden nur eindimensionale Preise
(reine Energiepreise) gezahlt und existiert ein price-cap in Höhe des mittleren Value of Lost Load148, bei dem
146 Vgl. Bauknecht, D. und Collela, W. (2002) oder Bathurst, G. und Strbac, G. (2001).
147 Vgl. zu einem Überblick über die Rolle von Real-time Pricing beim Design von Elektrizitätsmärkten Ford, A. (2001)
oder auch Littlechild, S. C. (2003).
148 Vgl. Fußnote 37 auf Seite 20 dieser Arbeit.
69
Verbraucher im Mittel indifferent zwischen Elektrizitätsbezug und Deckung der Ausfallkosten sind, so
lassen sich im theoretischen Fall mit den Strommarkterlösen genau die Investitionen in Erzeugungskapazität
finanzieren, die zu einem ökonomisch optimalen Level der Generation Adequacy führen.149 Für EE bedeutet
der Einsatz eines Marktmechanismus zur Koordination, dass ihre Verfügbarkeit zu Zeitpunkten knapper
Kapazität bei einer vollständigen Integration in den Strommarkt ebenso mit hohen Preisen gewürdigt wird
wie die der konventionellen Erzeuger.
Aufgrund mehrer Faktoren führt die Marktlösung jedoch nicht zu einem optimalen Ergebnis: Die
Risikoaversion von Investoren beim Fehlen von langfristigen Verträgen, Informationsprobleme über die
stochastischen Eigenschaften der Nachfragefunktion und die erwartete Entwicklung der gesamten Kapazität,
Unsicherheit über die Entwicklung des regulatorischen Umfeldes sowie Genehmigungsverfahren beim
Kraftwerksbau führen zu Investitionsentscheidungen für Kraftwerke mit höherer Investitionsflexibilität und /
oder zu Verzögerungen beim Bau von Großkraftwerken. Geht höhere Investitionsflexibilität mit höheren
Stromgestehungskosten einher, so führt dies zu einem ineffizienten Marktergebnis. Im anderen Fall führt
eine Bauverzögerung zu einer Verschärfung der Situation, bis die neue Erzeugungsleistung einsatzbereit
ist.150
In Zeiten knapper Kapazität führt die Ausnutzung von Marktmacht durch bewusstes Zurückhalten von
Erzeugungsleistung zu provozierten Preisspitzen und damit zu einem Wohlfahrtstransfer von Konsumenten
zu Produzenten. Wird ein derartiges Verhalten von allen Marktteilnehmern antizipiert, verlieren Preisspitzen
ihre Funktion als Indikator physisch knapper Kapazität.151 Für EE gelten diese Einwände insbesondere, da
ihre Verfügbarkeit zu Hochlastzeiten probabilistisch bestimmt und bewertet werden muss. Damit besteht für
EE eine zusätzliche Risikokomponente, die Investitionen in Erzeugungsleistung im Hinblick auf notwendige
Kapazitäten behindert.
Um trotz der genannten Effekte zeitgerechte Investitionen in Ersatzkapazität zu initiieren, werden in der
Marktarchitektur liberalisierter Strommärkte zusätzliche Mechanismen eingesetzt, die dies ermöglichen
sollen. Dabei handelt es sich um Kapazitätszahlungen, die Bildung strategischer Reservekapazität oder die
Bildung eines Kapazitätsmarktes.152
Kapazitätszahlungen (capacity charges) sind Zahlungen, die den Erzeugern für installierte Kapazitäten
gezahlt werden. Sie werden entweder unabhängig vom Elektrizitätspreis für installierte Kapazität gezahlt,
oder dem Elektrizitätspreis in Abhängigkeit von der aktuellen Kapazitätsmarge aufgeschlagen werden.
Letzteres System wurde beispielsweise in der ersten Marktarchitektur des Pools von England und Wales in
149 Vgl. Stoft, S. (2002), S. 154 ff.
150 Vgl. zu einer Analyse von Investitionszyklen für auf dem Elektrizitätsmarkt Ford, A. (1999).
151 Vgl. De Vries, L. und Neuhoff, K. (2003).
152 Ein Überblick findet sich in De Vries, L. und Neuhoff, K. (2003).
70
Form von uplift payments auf den Poolpreis verwendet.153 In der spanischen Marktarchitektur findet sich die
erstgenannte Variante in Formen von Zahlungen für die „Garantie der Kapazität“ (Garantia de potencia).154
Eine weitere Möglichkeit ist die Bildung von strategischer Reservekapazität in Form stillgelegter
Kapazität oder die Kontrahierung von Minuten- oder Stundenreservekapazität durch den Systembetreiber.
Hier entsteht das Problem der Entscheidung über einen angemessenen Ankaufspreis für die Kapazität und
der richtigen Rahmenbedingungen für den Einsatz der Kapazitäten am Markt.
Ein weiterer Weg zur Sicherstellung der Generation Adequacy ist die Etablierung eines Kapazitätsmarktes.
Das im Nordosten der USA installierte ICAP-Systeme (Installed Capacity) basiert auf der Definition der
notwendigen Leistung durch den Systembetreiber. Die notwendige Menge muss von den Verteilunternehmen
(Load Serving Entities – LSE) in Form von handelbaren Kapazitätsrechten nachgewiesen werden. Spezielle
Märkte für den täglichen und monatlichen Handel der Kapazitätsrechte werden vom Systembetreiber
bereitgestellt. Bei Nichteinhaltung der Kapazitätsverpflichtung wird eine Pönale fällig.155
Unabhängig von der bislang noch nicht eindeutig feststellbaren Vorteilhaftigkeit einzelner Systeme stellt
sich unter dem Aspekt der Einbeziehung von EE in den Vergütungsmechanismus die Frage, welcher
Leistungsanteil der installierten Leistung vergütet werden soll. An diesem Punkt wird die Diskussion des
Leistungskredits von EE im deregulierten Elektrizitätsversorgungssystem relevant, da es auch hier darum
geht, die Leistung konventioneller Kraftwerke mit der von EE in Bezug auf Zuverlässigkeitsaspekte
vergleichbar zu machen.156 Da der Leistungskredit bei Aggregation von Erzeugern mit unkorreliertem
Lastverlauf ansteigt (erzielbar durch räumliche Verteilung oder Kombination verschiedener erneuerbarer
Primärenergien) ist ein Vergleich mit konventioneller Kraftwerkskapazität nur bei möglichst hoher
Aggregation der Einzelleistungen von EE möglich. Bei anschließender Aufteilung der Kapazitätszahlungen
würde der Systembetreiber durch dieses Verfahren Risiken tragen, die bei Anwendung des „natürlichen
Marktmechanismus“ von den einzelnen Erzeugern getragen werden müssten. Daher muss die Berechnung
des Leistungskredites durch eine unabhängige Institution durchgeführt werden.
153 Vgl. Wolak, F. A. (1997), S. 15.
154 Berechtigt zum Erhalt dieser Zahlungen sind alle Produzenten die den Strom im Pool anbieten. Allerdings muss eine
Mindestbetriebszeit von 480 h/a für den Erhalt der Zahlung nachgewiesen werden. Die Angabe einer
Mindestbetriebszeit soll verhindern, dass Betreiber von Kraftwerken, die nicht in ausreichendem Maße verfügbar sind
und somit auch nicht zur Versorgungssicherheit beitragen, Zuschüsse erhalten. Vom Nachweis dieser Voraussetzung
ausgenommen sind neu in Betrieb genommene Anlagen. Diese erhalten die Zahlungen mit dem Beginn des Handels
ihres erzeugten Stromes. Außerdem erhalten die Zahlungen alle anderen Anlagen, die verpflichtet sind, Verkaufsgebote
auf dem Marktplatz anzubieten. Dies betrifft die Anlagen erneuerbarer Energieträger mit einer installierten Leistung
größer als 50 MW. Keine Vergütung erhalten EE, deren Strommengen über die Verteilunternehmen weitergewälzt
werden Vgl. Comisión Nacional de Energía (CNE) (2001).
155 Vgl. Hobbs, B. F., Inón, J. und Kahal, M. (2001), S. 10. ICAP Märkte existieren in New England, im PJM-Gebiet
und sind Bestandteil des Entwurfs für das Standard Market Design der FERC. Vgl. FERC (2002).
156 Vgl. dazu die Ausführungen in Kapitel 2.4.
71
3.3.2 Langfristige Koordination der Kostenstruktur und Betriebsflexibilität der
Erzeugungsleistung
Wenn sich Preise entsprechend marginaler Erzeugungskosten bilden, wird durch die Struktur der
Marktpreise langfristig eine optimale Kostenstruktur des Kraftwerksmix generiert. So sinken beispielsweise
bei einem zu hohem Anteil von Grundlastkraftwerken die Strompreise auf ein Niveau, dass ihnen die
Refinanzierung der Fixkosten nicht ermöglicht. Ein zu hoher Anteil Spitzenlastkraftwerke (mit hohen
variablen Erzeugungskosten) lässt die Spotpreise systematisch steigen, so dass Anreize zur Invesitition in
Mittellast- und Grundlastkraftwerke bestehen. Starke Schwankungen von Preisen bieten einen Anreiz zur
Investition in Speicherkraftwerke. So wird die oft beschriebene Kombination von Windkraftwerken mit
Speicherkraftwerken über den Marktpreis initiiert, da starke Windstromeinspeisungen
Strompreisschwankungen hervorrufen.
Die Koordination der Betriebsflexibilität kann ebenfalls durch die beschriebenen kurzfristigen
Marktmechanismen geleistet werden. Marktteilnehmer mit inflexibler Erzeugungsleistung wie z. B.
thermische Kraftwerke nutzen day-ahead oder langfristigere Forward-Märkte zur Absicherung ihrer
Inflexibilitätskosten (Startkosten). Je geringer die Inflexibilität der Kraftwerke ist, desto bessere
Möglichkeiten bestehen, an kurzfristigeren Strommärkten teilzunehmen und Preisentwicklungen dort
auszunutzen. Eine größere Betriebsflexibilität hat somit den Charakter einer Realoption in kurzfristigen
Strommärkten. Der Wert dieser Option wird idealerweise bei der Investitionsentscheidung berücksichtigt
und führt zu einer angemessenen Flexibilität der Erzeugung. Falls Inflexibilitätskosten durch side-payments
aufgefangen werden (Marktformen mit Index 3) wirkt dieser Mechanismus nicht.
Die mit dem Einsatz von EE steigenden Koordinationsanforderungen im kurzfristigen Bereich (insbesondere
intraday) führen zu einem Anstieg des Wertes der kurzfristigen Realoption. Aus Sicht einer optimalen
Marktintegration führen die Marktarchitekturen ohne side-payments (Marktformen mit Index 2) daher zu
effizienteren Marktergebnissen.
3.3.3 Langfristige vertikale Koordination mit der Übertragung und Verteilung
In einer vertikal integrierten Marktstruktur können räumliche Koordinationsprobleme problemlos
internalisiert werden. Nach einer Entflechtung stehen sich jedoch der Übertragungsnetzbetreiber
beziehungsweise der Netzeigentümer mit ihrer Monopolstellung den konkurrierenden Marktakteuren auf der
Erzeugungsseite gegenüber. Somit stellt sich zunächst die Frage, inwieweit eine Markgestaltung
privatwirtschaftliche Investitionen in Netze ermöglicht, die das natürliche Monopol limitieren. Wenn dies
nicht möglich ist, stellt sich die Frage nach marktkonformen Regulierungsregeln für den monopolistischen
Netzbetreiber. Schließlich stellt sich die Frage, welche Besonderheiten der Netzausbauregulierung aufgrund
eines verstärkten Zubaus von EE existieren.
72
Die Frage nach der Möglichkeit einer der Steuerung des Netzausbaus mit privatwirtschaftlicher Investitionen
in den Netzbetrieb wird in der Literatur unter dem Stichwort merchant transmission investment diskutiert. 157
Wie die Analysen zeigen, ist die Realisierung einer Marktgestaltung, in dem effiziente Netzinvestitionen
über erwartete Einkünfte aus Netznutzungsentgelten finanziert werden können und ineffiziente Investitionen
keine ausreichende Refinanzierungsmöglichkeit erhalten nur unter strengen Annahmen möglich.
Insbesondere können Investitionen, die der Verstärkung bestehender Netze dienen, über einen derartigen
Mechanismus nicht finanziert werden. Eine effiziente Allokation des Leitungsneubaus wird durch
Marktmacht, imperfekte Forward-Märkte sowie große Skaleneffekte beim Leitungsbau erschwert.
Als zweite Alternative bleibt die Koordination des Netzausbaus mit dem Kraftwerksausbau durch eine
konkrete Ausgestaltung einer Regulierungsvorschrift. Die theoretische Diskussion dieser Frage hat bislang
noch keine zufrieden stellende Antwort hervorgebracht, sondern endet mit der Forderung, dass Regulator
und Systembetreiber in einer zentralen Planungsinstanz anhand von stabilen und nachvollziehbaren Kriterien
gemeinsam Entscheidungen über den Netzausbau treffen müssen.158
Wie erwähnt, führt die Nutzung von EE mit großer zeitlicher Variabilität auch zu einer großen Variabilität
der Netzengpasssituationen und somit zu einer Erschwerung der horizontalen Koordinationsaufgaben. Das
Koordinationsoptimum liegt damit zwischen den Extremen der Beibehaltung des Status quo mit dem
Management von Netzengpässen durch den Systembetreiber unter Einsatz von Reserveleistung und des
Netzausbaus bis zur völligen Beseitigung jeglicher Engpässe. Zur Ermittlung des Koordinationsoptimums ist
Voraussetzung, dass
• die Ermittlung durch eine neutrale Institution vorgenommen wird, die einen Interessenausgleich von
Netzbetreiber, Erzeugungsunternehmen sowie Verbrauchern vornimmt,
• aufgrund der langen Vorlaufplanung und der Interdependenz der Entscheidungen die Ergebnisse
verpflichtend sind und dementsprechend ihre Durchsetzung mit Pönalen forciert wird,
• die Ermittlung kurzfristiger räumlicher Koordinationskosten (Engpassbeseitigung) auf den
Marktergebnissen eines liquiden, räumlich differenzierten Regelenergiemarktes aufbaut, in dem die
verbraucherseitigen Lastmanagementpotentiale einbezogen werden.
Somit muss die koordinierende Institution nicht nur Informationen über die Spezifika des Transportnetzes,
und der Kraftwerke, sondern auch über die bestehenden und zu erwartenden stochastischen
Lastcharakteristika von EE haben. Dies zieht die Notwendigkeit der Schaffung einer gegenüber dem Status
quo erweiterten Informationsinfrastruktur für die Regulierungsinstitution nach sich.
157 Vgl. dazu beispielsweise Joskow, P. und Tirole, J. (2003), Kristiansen, T. und Rosellón, J. (2003).
158 Vgl. Hunt, S. (2002), S. 205.
73
3.4 Dynamische Aspekte der Koordination im Elektrizitätsmärkten
Die Einbeziehung dynamischer Aspekte in die Diskussion von Marktarchitekturen kann hinsichtlich zweier
Dimensionen erfolgen. Einerseits ist zu fragen, inwieweit bestimmte Elemente einer Marktarchitektur zu
Marktergebnissen führen, die im Sinne einer Produkt- und Prozessinnovation des
Elektrizitätsversorgungssystems zu Veränderungen der grundlegenden Merkmale (z. B. technologische
Entwicklungen) in Richtung Effizienzsteigerung nach sich ziehen. Andererseits ergibt sich wiederum ein
Anpassungsbedarf der Regulierung der Marktarchitektur an diese Veränderungen der grundlegenden
Merkmale oder an sonstige wirtschaftliche oder rechtliche Rahmenbedingungen. So können technische
Innovationen bewirken, dass Monopoleigenschaften und somit der Grad des Marktversagens in
Netzwerkstrukturen nicht dauerhaft bestehen.159 Abbildung 3-5 verdeutlicht die beschriebenen
Zusammenhänge.
Abbildung 3-5: Dynamische Beziehungen im SVE-Ansatz für den Elektrizitätsmarkt
3.4.1 Innovationsförderung durch Marktarchitekturen
Die „dynamische Wettbewerbsfunktion“ des Wettbewerbs ist sein Anreiz zur Produktinnovation durch
Forschung und Entwicklung und zu Investitionen in innovative Prozesse mit dem Ziel der Kostensenkung.160
Diese Aspekte müssen ineinander greifen: Auf die Widmung von Ressourcen zur Forschung und
Entwicklung muss eine weitere Widmung von Ressourcen zur Investition in die Technologie erfolgen, um
159 Vgl. Streit, M. E. (1991), S. 88f.
160 Zu Produkt- und Prozessinnovationen vgl. Fritsch, M., Wein, T. und Ewers, H.-J. (2001), S. 82f.
Grundlegende Bedingungen
Charakteristika des Stromangebotes
(Stromerzeugung)
- Kosten, Flexibilität, Sicherheit …
Charakteristika d. Stromnachfrage
- Preiselastiztität, zeitlicher Verlauf …
Koordinationsaufgaben
Marktstruktur
Unternehmensstruktur, Integrationsgrad
Marktgestaltung (Marktarchitektur, Durchf.-regeln)
Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit
Marktintegrationsform für EE
Marktversagen
Marktverhalten
Investitionsverhalten
Preis- Mengenfestlegung
Marktergebnis
Kurzfristige Effizienz
Langfristige Effizienz
Strukturregulierung
Verhaltensregulierung
Z.B. horizon-
tale Unterneh-
mensintegration
Produkt- und
Prozessinno-
vationen
Externe
Rahmen-
bedingungen
74
die Kostensenkungseffekte zu realisieren. Letztere beinhalten eventuelle zusätzliche Markt- und
technologische Risiken, die mit dem Einsatz der neuen Technologie verbunden sind.
Innovationsprozesse in der Elektrizitätswirtschaft sind für die Industrie von großer Bedeutung. Ihre
Untersuchung wird durch die unvollständige Durchdringung des Themas durch die ökonomische Theorie
behindert. Joskow und Schmalensee stellen dazu fest:
The determinants of innovation effort (research and development activities) and the output and
utilization of new product and process innovations are poorly understood by economists. Yet we
know that technological change has played an extremely important role […] and, in particular, has
resulted in enormous increases in total factor productivity in electricity supply and the availability of
new products that use electricity.161
Aufgrund des starken Staatseingriffes in die Elektrizitätswirtschaft der Vergangenheit wurde das
Innovationsverhalten der Kraftwerksindustrie durch direkte Staatsinteressen getrieben, die auf
gesamtwirtschaftliche Aspekte wie Versorgungssicherheit, Industrieexportförderung oder
Umweltschutzbelange abzielten. Dominante gesamtwirtschaftliche Interessen prägten daher die
technologische Grundausrichtung der Innovationstätigkeit. Dass sich Technikentwicklung nicht in einem
wertneutralen Raum abspielt, sondern sich an technischen Leitbildern – technological guideposts oder
Paradigmen orientiert und entlang von abgrenzbaren Entwicklungspfaden, den technological trajectories
verläuft, ist gemeinsame Grundrichtung der innovation studies, die seit Beginn der 70er Jahre durchgeführt
wurden.162 Dosi trifft eine Unterscheidung zwischen „normalem“ technischem Fortschritt, der sich aus
gewöhnlichen ökonomischen Anreizen entlang eines Entwicklungspfades verläuft und „außergewöhnlichem
Fortschritt“, der zur Etablierung oder Durchsetzung neuer Paradigma führt. Letztgenannter wird von starken
Marktanreizen bestimmt. Wenn sich jedoch ein bestimmtes Paradigma etabliert hat, ist es relativ
unempfindlich gegenüber Markteinflüssen.163 Solche starken Innovationsanreize für das
Elektrizitätsversorgungssystem können aus Schocks wie Versorgungszusammenbrücken oder Preisschocks
resultieren, die Folge von unausgereiften Marktarchitekturen sind. Ein Beispiel dafür sind die Innovationen,
die Preisschocks auf dem kalifornischen Elektrizitätsmarkt im Sommer des Jahres 2000 auslösten und das
Lastmanagementpotential der Verbraucherseite nutzbar machten. Dieser Zusammenhang kann somit als
Argument für eine Marktarchitektur gelten, in der extreme Preisentwicklungen möglich sind.
Ingesamt stellt sich die empirische Isolierung von Determinanten der marktgetriebenen Innovationstätigkeit
als schwierig dar. Es lassen sich daher nur theoretische Überlegungen zu Innovationsrichtung und -ausmaß in
Elektrizitätsversorgungssystemen anstellen: Jedes technologische Paradigma ist durch bestimmte trade-offs
zwischen Flexibilität und Skaleneffekten gekennzeichnet.164 Die aufgrund der Deregulierung zunehmenden
Unsicherheiten über die Entwicklung der Märkte und Rahmenbedingungen führt dazu, dass die
161 Joskow, P. L. und Schmalensee, R. (1983). S. 80.
162 Vgl. dazu die umfangreichen Literaturangaben in Dosi, G. (1988).
163 Eine Analyse der historischen Entwicklung des Elektrizitätsversorgungssystems aus europäischer Perspektive nach
technologischen Paradigmen bietet Verbong, G. und van der Vleuten, E. (2002).
164 Vgl. Dosi, G. (1988), S. 1153
75
Investitionsflexibilität von Kraftwerken eine wachsende Rolle als technological guidepost im Rahmen der
Technikentwicklung der Elektrizitätswirtschaft einnimmt.
Zwischen statischer und dynamischer Effizienz einer Marktarchitektur existiert ein Spannungsverhältnis.165
Die Diskussion der Wirkung von unterschiedlichen Gebotsstrukturen einzelner Marktarchitekturen hat dies
bereits deutlich gemacht: Die erreichbare statische Effizienz bei der Einbeziehung von Inflexibilitätskosten
in den Dispatch führt zu geringeren Innovationsanreizen, die zu einer erhöhten Betriebsflexibilität der
Erzeugungsleistung und damit zu einer Senkung der Inflexibilitätskosten führt.
3.4.2 Dynamische Entwicklung der Marktarchitektur
Eine dynamische Weiterentwicklung der Marktarchitektur kann einerseits von veränderten
Rahmenbedingungen motiviert sein.166 Andererseits ist die Marktarchitektur auch anzupassen, wenn
offensichtliche Designfehler vorliegen.
Die in liberalisierten Strommärkten implementierten Marktarchitekturen weisen eine große Vielfalt der
Ausgestaltung auf. Diese Vielfalt könnte in durch die Netztopologie und Erzeugungsstruktur bedingten
unterschiedlichen Koordinationserfordernissen begründet liegen. Wählt man den Zentralisierungsgrad von
Marktarchitekturen als Hauptunterscheidungsmerkmal, so lässt sich kein eindeutiger Zusammenhang
zwischen Ausmaß der Koordinationsaufgaben und Zentralisierungsgrad feststellen.167 Betrachtet man
gleichzeitig die hohe Frequenz der Veränderung der Marktarchitekturen, so lässt diese Dynamik eher auf
einen Suchprozess hin zu einer optimalen Marktarchitektur schließen als auf einen Anpassungsprozess an
veränderte Rahmenbedingungen. Die Entwicklung in den USA unterstützt diese Hypothese: Nach Bushnell
war die Delegation der US-amerikanischen FERC von Entscheidungen über die Marktarchitektur hin zu
lokalen Institutionen teilweise durch den Wunsch motiviert, mit verschiedenen Formen zu
experimentieren.168 Nach der Realisierung von Lerneffekten (beispielsweise durch das Versagen des
kalifornischen Marktgestaltung in Zeiten knapper Kapazität) diagnostiziert Cramton: „FERC’s ‚let a
thousand flowers bloom’ approach to market design had failed.” Stattdessen hat FERC ein Standard Market
Design (SMD) für die durchgehende Anwendung in den USA vorgeschlagen.169
Damit stellt sich die Frage, ob die Annäherung an ein optimales Marktmodell nicht durch die Marktakteure
selber vorgenommen werden kann, wenn regulatorische Vorgaben die nötige Offenheit aufweisen. So
165 Fritsch et al. zeigen die Widersprüche zwischen statischer und dynamischer Wettbewerbsfunktion auf: Aufgrund der
Annahme unendlicher Reaktionsgeschwindigkeit entsteht im Modell vollständiger Konkurrenz kein Anreiz zur
Innovation, da kein Wettbewerbsvorteil entwickelt werden kann. Weiterhin stehen den Unternehmern aufgrund
fehlender Gewinne keine Eigenmittel zur Verfügung, die sie für F&E Aktivitäten investieren könnten (vgl. Fritsch, M.,
Wein, T. und Ewers, H.-J. (2001), S. 74). Marktunvollkommenheiten sind damit Voraussetzung für die Wirksamkeit der
dynamischen Marktfunktionen. So kann, gemäß der Schumpeter-Hypothese erst Marktmacht Investitionen in F&E
Aktivitäten ermöglichen (vgl. Knieps, G. (2001), S. 244 und die dort angegebene Literatur )
166 Vgl. Knieps, G. (2001), S. 97.
167 Beispielsweise ist die bis zum Jahr 2001 in England und Wales gültige Marktarchitektur als stark zentralisiertes
Modell und die dezentrale deutsche Marktarchitektur nicht mit grundlegend verschiedenen horziontalen oder vertikalen
Koordinationsaufgaben erklärbar.
168 Vgl. Bushnell, J. und Saravia, C. (2002), S. 4.
76
unterscheidet Menger zwei Möglichkeiten der Entstehung von Institutionen: Auf der einen Seite entwickeln
sich Institutionen natürlich, „organisch“, auf der anderen Seite können sie „pragmatisch“ geschaffen
werden.170 Aus der Sichtweise der Neuen Institutionenökonomik setzen sich langfristig die effizientesten,
also die im größten Ausmaß Transaktionskosten senkenden Institutionen, durch. Voraussetzung ist die
Schaffung „evolutionärer Effizienz“, also von Rahmenbedingungen, die den Erwerb von Wissen und
Bildung begünstigen, Innovationen bewirken (unter Übernahme von Risiken) sowie kreatives Handeln der
Menschen ermutigen. Da evolutionäre Prozesse irreversibel und offen sind, scheint eine präzisere Definition
einer evolutionären Effizienz nicht möglich.171
Angewendet auf die Marktarchitektur von Elektrizitätsversorgungssystemen ist aufgrund der Bedeutung der
monopolitischen Strukturen die Voraussetzung für die Erzielung evolutionärer Effizienz, dass eine
ausgeglichene Machtverteilung zwischen entgegenstehenden Interessengruppen besteht. Dies gilt auch für
die „pragmatische“ Entwicklung von Institutionen durch den Regulator, denn sektorspezifische
Regulierungsinstitutionen sind besonders der Gefahr der „regulatory capture“ durch Unternehmen
ausgesetzt, da der Kreis der betroffenen Unternehmen homogen ist und sich leicht als Lobby organisieren
kann. Auch sind die Mitarbeiter der Behörde langjährig an einen Bereich gebunden.172 Mitchell et al. fordern
ein „level playing field“ für die Akteure. Cramton formuliert dieses Problem plastisch:
„Electricity market design is complex and not well understood. But perhaps the biggest
impediment to good design is the fact that the designs were created by committees of
stakeholders. Just as one should be hesitant to fly on airplane designed by a committee of
stakeholders, one should be hesitant to trust electricity designs that are built from consensus
among interested parties.”173
Neben der Wahrung einer neutralen Positionen muss die Regulierungsbehörde einen Kompromiss schaffen,
der Regulierungsdynamik einerseits und Kontinuität andererseits miteinander vereinbart. Dies kann durch
Reputationseffekte, die Abgabe öffentlicher Erklärungen oder aber auch durch ein formalisiertes Verfahren
zur Implementierung der laufenden Änderungen geschehen.174 Zudem muss gewährleistet werden, dass
Auswirkungen von Produktinnovationen (z.B. im Bereich von EE) in dem Prozess berücksichtigt werden.
3.5 Marktintegrationsformen der Stromlieferungen aus Erneuerbaren Energien
In der bisherigen Darstellung von Ausgestaltungsmöglichkeiten für Strommärkte wurden zunächst nur die
technischen Besonderheiten von EE in Form erhöhter Koordinationsaufgaben berücksichtigt. Es wurde
gezeigt, welche Marktgestaltungen das Potential besitzen, bei erhöhten Koordinationsaufgaben effizientere
Marktergebnisse zu erbringen.
169 Vgl. Cramton, P. (2003), S. 7.
170 Diese Unterscheidung wurde von Menger u.a. im Zuge des Methodenstreites mit der Historischen Schule getroffen.
Er befasst sich mit dem Problem der Erklärung der Entstehung von Institutionen ohne eine explizite Intention, einen
Gemeinwillen, und steht damit in der Tradition der Smithschen evolutionären Institutionentheorie. Vgl. dazu Geue, H.
(1997), S. 172.
171 Die Definition geht auf North zurück, vgl. Geue, H. (1997), S, 217 und 232.
172 Bundeskartellamt (2002), S. 34.
173 Vgl. Cramton, P. (2003).
77
Bisher nicht analysiert wurde der Einfluss von Fördermodellen für EE auf die Marktstruktur. Fördermodelle
für EE sind gesetzliche Regelungen, die die Subventionszahlungen für Strom aus EE betreffen. Sie werden
eingesetzt, um die Rentabilität einiger EE sicherzustellen. Innerhalb der Fördermodelle werden
organisatorische Festlegungen getroffen, die die Wechselwirkungen von Strom aus EE mit Strommärkten in
vertikal desintegrierten Marktstrukturen bestimmen. Somit handelt es sich dabei um Spezialregelungen, die
zur Umsetzung des Subventionsmechanismus für EE dienen. Diese organisatorischen Festlegungen werden
im Folgenden als „Marktintegrationsform der EE“ bezeichnet. Ebenso wie die bisher besprochenen Elemente
der Markgestaltung beeinflusst die Marktintegrationsform die Effizienz der Durchführung der
Koordinationsleistungen durch den Strommarkt.
Drei Charakteristika der Marktintegrationsform beeinflussen die Effizienz der Koordinationsleistungen des
Marktes. Diese sind:
1. der Integrationsgrad von Prozessschritten der Stromvermarktung von EE,
2. der Grundtyp der Vermarktung (indirekte Vermarktung vs. direkte Vermarktung),
3. die Struktur der Vergütungen für die EE-Anlagenbetreiber.
Im Folgenden werden diese Charakteristika weiter ausgeführt. Eine Bewertung der Vorteilhaftigkeit
verschiedener Ausgestaltungsvarianten hinsichtlich der definierten Effizienzziele ist nur ist bei Kenntnis der
Marktformen am konkreten Beispiel möglich. Als Vorbereitung auf die Analyse und Evaluation von
Varianten der Marktintegrationsform in Kapitel 4 werden in diesem Unterkapitel daher Kriterien zur
Bewertung im konkreten Fall definiert.
3.5.1 Integrationsgrad von Prozessschritten der Stromvermarktung von Erneuerbaren
Energien
Der Integrationsgrad von Prozessschritten der Stromvermarktung gibt an, in welchem Umfang aufeinander
folgende Prozessschritte zur Vermarktung des Stroms aus EE von einer einzigen Institution abgewickelt
werden (vertikale Integration) bzw. wie viele Unternehmen parallel die Prozessschritte durchführen
(horizontale Integration).
Um die verschiedenen Integrationsgrade von Prozessschritten beurteilen zu können, wird jeder Schritt
daraufhin untersucht, welche Kompetenzen zu seiner Durchführung notwendig sind und welche
Skaleneffekte auftreten. Schließlich wird das Zusammenwirken der Prozessschritte daraufhin untersucht,
welche Effekte die vertikale Integration der Prozessschritte bewirkt.
Abbildung 3-6 gibt einen Überblick über die Prozessschritte der Vermarktung von Energie aus EE für
indirekte und direkte Vermarktung. Nach der Durchführung einer Prognose der zum Lieferzeitpunkt
erzeugten Leistung werden (abhängig von der Vermarktungsform) Transaktionen auf dem Strommarkt
durchgeführt. Es folgt die Verhandlung eines bilateralen Geschäfts oder das Angebot an einem
174 Vgl. Kumkar, L. (2000), S. 382 und Pardina, M. R. (2002), der eine Übersicht über die Anpassungsregeln liefert.
78
zentralisierten Markt. Nach der Preisfeststellung muss die Fahrplananmeldung bei dem Systembetreiber
erfolgen, falls dies nicht automatisch über eine Börse geschieht. Nach dem Geschäftsabschluss kann eine
aktualisierte Erzeugungsprognose oder die Volatilität der Marktpreise ein erneutes Geschäft in einem
kurzfristigen Zukunftsmarkt erforderlich machen. Letzter Schritt der Vermarktung ist nach der Lieferung die
Abrechnung der gelieferten Energiemengen. Im unteren Kasten angedeutet ist ein weiterer
Vermarktungsschritt, der bei der indirekten Vermarktung relevant ist und im Abschnitt 3.5.1 besprochen
wird.
Abbildung 3-6: Prozessschritte der Vermarktung von Energie aus EE
Die einzelnen Prozessschritte können wie folgt genauer charakterisiert werden:
1. Prognose der Erzeugungsleistung
Die Erstellung von Prognosen der Erzeugungsleistung ist von Skaleneffekten gekennzeichnet. Im
Kurzzeitbereich sinkt die Korrelation der Erzeugungsleistung bei wachsender Entfernung. Dies bedeutet,
dass aufgrund von Durchmischungseffekten die Prognosegenauigkeit mit der Größe des betrachteten
Gebietes steigt. Neben den Skaleneffekten durch Wetterphänomene existiert aufgrund der notwendigen
Bündelung von technischen Kompetenzen eine Mindestgröße der Unternehmen, die Prognosen erstellen.
Dies ist darauf zurückzuführen, dass sich die technische Entwicklung der zur Prognoseerstellung
eingesetzten Werkzeuge noch in der Anfangsphase befindet.175
175 Vgl. dazu die Ausführungen in Kapitel 2.1.4.3.
Prognose der Erzeugungsleistung
Festlegung der
Stromhandelsmenge
Preisverhandlung/Gebotsabgabe,
Geschäftsabschluss/Preisfeststellung
Fahrplananmeldung
Lieferung und Abrechnung
Entscheidung über erneute Handelstätigkeit
Aktualisierte
Erzeugungs-
prognose
Markt-
ergebnis
„Einbau“ des Lieferprofils
durch Endabnehmer
Festlegung der zu
verkaufenden Leistg.
direkte Vermarktung indirekte Vermarktung
79
Für Erzielung dynamischer Effizienz der Prognoseerstellung ist es notwendig, dass Prognoseergebnisse
plausibilisiert werden und Erfahrungen in die Verbesserung der zur Erzeugungsprognose verwendeten
technischen Hilfsmittel einfließen. Da für die Anfertigung von Erzeugungsprognosen unterschiedliche
Verfahren existieren, ist anzustreben, dass der Wettbewerb für die Auswahl des optimalen Verfahrens und
deren Weiterentwicklung sorgt. Der anzustrebende Zielzustand wäre erreicht, wenn der Grenznutzen einer
Genauigkeitssteigerung (der sich aus verminderten Transaktionen auf kurzfristigen Strommärkten ergibt),
den Grenzkosten der Genauigkeitssteigerung entspricht.
2. Festlegung der Höhe der Stromhandelsmenge
Die Festlegung der Höhe der zu verkaufenden Erzeugungsleistung scheint auf den ersten Blick einfach zu
sein, denn die marginalen Erzeugungskosten von EE sind nahe Null. Für EE sind daher keine
Kraftwerkseinsatzentscheidungen unter Berücksichtigung von Inflexibilitätskosten zu treffen. Daher läge es
nahe, die gesamte prognostizierte Erzeugungsleistung in einem Strommarkt anzubieten.
Die Festlegung der Höhe der zu verkaufenden Leistung ist allerdings mit einer Risikoabwägung verbunden.
Aufgrund der beschränkten Prognosegenauigkeit der Erzeugungsleistung kann ein Preisrisiko des
Echtzeitmarktes durch Geschäfte in den Zukunftsmärkten nicht vollständig gehedgt werden. Die
Optimierung des Vermarktungsergebnisses von Erzeugern erfordert somit eine Abwägung des
Echtzeitpreisrisikos bei der Festlegung der Höhe der zu verkaufenden Leistung in einem definierten
Zeitraum. Das Ergebnis der Vermarktung von Strom aus EE ist somit von der zusammenfassenden
Betrachtung der Abhängigkeiten der Ausprägungen der Zufallsvariablen Prognosefehler, Echtzeitpreis und
Forward-Preise (intra-day und day-ahead-Markt) abhängig. Daher existieren Synergien zwischen den
Prozessschritte „Prognose der Erzeugungsleistung“ und „Festlegung der zu verkaufenden Leistung“. Die
Synergien werden umso größer, je höher der Prognosefehler und die Varianz des Preises in einem
betrachteten Zeitabschnitt sind.
3. Preisverhandlung/Gebotsabgabe, Geschäftsabschluss/Preisfeststellung
Bei einer zentralisierten Marktform mit Marginal Cost Pricing könnte die Leistung zu Grenzkosten, also
nahe Null, angeboten werden, wohingegen bei Anwendung des Pay-as-Bid-Verfahrens der Marktpreis
geschätzt werden muss.176
Der Umfang der Skaleneffekte bei der Auswahl des Handelspartners und der Durchführung von
Preisverhandlungen sowie bei der Schätzung des Marktpreises ist abhängig von der Ausgestaltung der
Marktform und der Durchführungsregeln. In zentralisierten Marktformen werden durch die Bündelung von
Marktteilnehmern bereits Skaleneffekte genutzt, so dass eine Bündelung durch einen Intermediär keine
wesentlichen weiteren Kostenersparnisse bringt. Bei der Nutzung von bilateralen Märkten sowie in Systemen
mit PaB-Preisbildung kann durch Bündelung und damit Nutzung von gemeinsamen
Vermarktungskompetenzen eine Senkung von Transaktionskosten erzielt werden.
176 Vgl. dazu die Ausführungen in Kapitel 3.2.5.1
80
4. Fahrplanmeldungen, Abrechnung von Liefermengen
Fahrplananmeldungen und Abrechnung von Liefermengen sind weitgehend automatisierte Prozesse, die IT-
gestützt ablaufen. Somit ergeben sich erhebliche Skaleneffekte durch horizontale Bündelung des
Prozessschrittes.
Zwischenfazit zum Integrationsgrad von Prozessschritten
Als Zwischenfazit ist festzustellen, dass Skaleneffekte eine horizontale und vertikale Integration von
Prozessschritten der Vermarktung vorteilhaft erscheinen lassen. Weiterhin wurde eine enge Verknüpfung der
Prozessschritte gezeigt, so dass eine unternehmensinterne Abwicklung der Schritte einer Abwicklung durch
separate Institutionen überlegen ist. Damit zeigt sich die Vorteilhaftigkeit einer weitgehenden horizontalen
und vertikalen Integration von Vermarktungsfunktionen für EE in wenigen Vermarktungsinstitutionen.
Die Frage, ob eine Vermarktungsinstitution durch regulatorische Vorgabe oder durch eine Kooperationsform
von Marktteilnehmern entsteht, hängt von der Allokation der Erträge der Kooperation ab, die im Kapitel
3.5.3 genauer besprochen wird. Haben die Anlagenbetreiber einen Anreiz zur Optimierung ihres
Marktergebnisses, ist anzunehmen, dass sich Handelsinstitutionen herausbilden werden, die diese Aufgabe
leisten. Dabei ist zu beachten, dass eine zu starke Konzentration der Handelsfunktionen vermieden werden
muss, um die Ausnutzung von Marktmacht zu verhindern, die sich aufgrund lokaler Netzengpässe ergeben
kann. Besteht durch fixe Subventionszahlungen kein Anreiz zur Kostenminimierung, muss die
Vermarktungsinstitution durch regulatorische Vorgabe gestaltet werden.
3.5.2 Indirekte Vermarktung vs. direkte Vermarktung
Marktintegrationsformen können weiter danach unterschieden werden, ob die Vermarktung von Energie aus
EE direkt über einen Strommarkt erfolgt (direkte Vermarktung) oder ob eine physikalische Weiterwälzung
der Mengen an Endabnehmer stattfindet (indirekte Vermarktung). Bei der indirekten Vermarktung wird das
Erzeugungsprofil der EE durch eine Vermarktungsinstitution in ein Weiterwälzungsprofil (z.B. eine
Bandlieferung) transformiert und anschließend an die Endabnehmer weitergereicht. Es finden also
physikalische Stromlieferungen statt. Das Verfahren eignet sich daher zur Anwendung in vertikal
integrierten Elektrizitätsversorgungssystemen, in denen keine Großhandelsstrommärkte existieren. Es ist
jedoch ebenfalls in liberalisierten Strommärkten anwendbar.
Bei der Anwendung der indirekten Vermarktung in liberalisierten Strommärkten müssen für die
Transformation des Erzeugungsprofils in ein Weiterwälzungsprofil (z.B. Bandlieferung) die im vorherigen
Abschnitt vorgestellten Prozessschritte der Vermarktung durchgeführt werden. Hinsichtlich des
Prozessablaufs besteht kein prinzipieller Unterschied zwischen der Vermarktung der vollständigen
Erzeugungsleistung (direkte Vermarktung) oder der Differenzleistung von der prognostizierten
Erzeugungsleistung zu dem definierten Weiterwälzungsprofil. Im letzteren Fall sind allerdings auch
Handelsgeschäfte zum Stromeinkauf nötig, wenn die prognostizierte Erzeugungsleistung geringer ist als die
Leistung, die das Weiterwälzungsprofil vorgibt.
81
Die Endabnehmer, die das Weiterwälzungsprofil abnehmen müssen, ziehen es von ihrem
Strombeschaffungsportfolio ab. Die ersparten Beschaffungskosten repräsentieren den Marktwert des
Weiterwälzungsprofils. Verfügt der Abnehmer über ein vollständig gedecktes Beschaffungsportfolio (z.B.
durch Eigenerzeugung), so wird er die erhaltene Lieferung am Strommarkt veräußern. Die indirekte
Vermarktung besteht somit aus zwei Teilen. Der erste Teil besteht aus den Prozessschritten zur Vermarktung
mit dem Ziel der Profiltransformation, der zweite Teil aus der Überführung in das benötigte Lastprofil durch
den Endabnehmer, die er ebenfalls durch Markttransaktionen abwickelt. Der zweite Teil ist in Abbildung 3-6
als unterer Kasten dargestellt.
Kriterien für die Bewertung der indirekten vs. der direkten Vermarktung sind die Auswirkungen der
Vermarktungsformen auf die produktive Effizienz. Zur Betrachtung der Auswirkungen ist eine
Transaktionskostenperspektive hilfreich. Führt die Vermarktungsform zur Senkung der Transaktionskosten,
ist zu erwarten, dass das Marktergebnis hinsichtlich der produktiven Effizienz überlegen ist. Bereits hier
kann festgestellt werden, dass die indirekte Vermarktung gegenüber der direkten Vermarktung aufgrund des
zusätzlichen Vermarktungsschritts mit zusätzlichen Transaktionen und damit höheren Transaktionskosten
verbunden ist.
3.5.3 Struktur der Vergütungen der Anlagenbetreiber
Ein wesentliches Charakteristikum einer Marktintegrationsform von EE ist die Struktur der Subventionen,
die EE-Anlagenbetreiber für ihre verkaufte Strommenge erhalten. Es existieren zwei grundsätzliche
Strukturen: Die eine Struktur umfasst konstante Vergütungen für den Anlagenbetreiber, die andere variable
Vergütungen, die die Preisstruktur der Strommarktpreise erhalten.
Konstante Vergütungen
Zielsetzung von konstanten Vergütungen ist die Garantie von zeitunabhängigen und (durch den Regulierer)
langfristig festgelegten Vergütungen. Somit muss die Differenz zwischen dem festgelegten Tarif und dem
(variablen) Marktpreis aus einer variablen Subvention bestehen. Aufgrund der fixierten
Einspeisevergütungen wird dieses Modell auch als Einspeisemodell bezeichnet.177 Der auf dem Strommarkt
erzielbare Preis des Stroms aus EE ist entkoppelt von der gezahlten Vergütung und somit trägt der EE-
Anlagenbetreiber keine Marktpreisrisiken. Bei Investitionsentscheidungen kann die
Wirtschaftlichkeitsrechnung auf konstante Zahlungsflüsse in der Zukunft basieren und muss keine
Risikozuschläge für das Marktpreisrisiko berücksichtigen. Die variable, das Risiko minimierende Subvention
hat somit einen zusätzlichen Wert.
177 Eine Variante des Einspeisemodells ist das Quotenmodell. Es hat zum Ziel, durch die Einführung von
Wettbewerbselementen Produzentenrenten abzuschöpfen, die bei zu hoch festgelegten Einspeisetarifen entstehen.Im
Quotenmodell wird für die Endkunden beliefernde Händler eine Quote von Strom aus EE festgelegt, die sie von
Erzeugern kontrahieren und an Endkunden liefern müssen. Der Preis für die gelieferte Strommenge aus EE, die über
einen langen Zeitraum kontrahiert wird, wird bei der Errichtung von Anlagen in einem Bieterwettbewerb ermittelt. Sie
ergibt sich aus den niedrigsten Geboten konkurrierender Erzeuger. Das Quotenmodell unterscheidet sich hinsichtlich
82
Die Entkopplung vom Marktpreis bedeutet, dass die Koordinationsentscheidungen der EE-Anlagenbetreiber
vom Strommarktpreis unabhängig sind. Beispielsweise bestehen für den Betreiber in einem Modell fester
Einspeisevergütungen keine Anreize, Revisionsentscheidungen nach dem saisonalen Verlauf der Strompreise
auszurichten. Die Koordinationsaufgabe der Marktpreise ist somit in Richtung des EE-Anlagenbetreibers
aufgehoben.
Da sich die konstanten Vergütungen auf die Vergütung pro Energiemenge (z.B. MWh) beziehen, nicht aber
auf den absoluten Energieertrag, verbleiben Mengenrisiken beim Anlagenbetreiber. Die Mengenrisiken
beinhalten das Prognoserisiko des Energieertrags über die Anlagenlaufzeit sowie jährliche Schwankungen
des Energieertrages, die Liquiditätsrisiken mit sich bringen.
Variable Vergütungen
Bei einer Direktvermarktung entsprechen die Erlöse für EE dem allgemeinen Strommarktniveau. Sie würden
damit in der Regel keine ausreichende Rentabilität der Investitionen ermöglichen. Wird die notwendige
Subventionszahlung als einmalige Investitionszulage oder als fixe Subvention pro erzeugte Strommenge
gezahlt, trägt der Anlagenbetreiber die vollen Marktpreisrisiken. Marktpreisrisiken ergeben sich abhängig
von der Prognosegenauigkeit der Erzeugungsleistung sowohl im intraday- als auch im Echtzeitmarkt.
Zur Beurteilung von Marktintegrationsformen sind der Zuwachs an Investitionssicherheit, die konstante
Vergütungen mit sich bringen, und der Verlust allokativer Effizienz durch fehlende Koordinationswirkungen
der Marktpreise in Richtung des Anlagenbetreibers abzuwägen. Der Zuwachs an Investitionssicherheit ist
abhängig von den Marktpreisrisiken und da konventionelle Kraftwerke den Marktpreisrisiken voll ausgesetzt
sind, stellt er eine geldwerte Subvention von EE dar.
3.5.4 Grüner Strommarkt
Die Vermarktung erfolgt in diesem Modell in einem separaten Markt für Strom aus EE an Endverbraucher,
die bereit sind, die verringerten Umweltschädigungen von „Grünem Strom“ durch einen Preisaufschlag zu
honorieren, der die erhöhten Erzeugungskosten von Grünem Strom deckt.178 Eine Lastprofiltransformation
vom Erzeugungs- zu dem Verbrauchslastgang muss auch hier die Händler leisten. Gemäß den
Anforderungen, die an das „Grüne Stromprodukt“ gestellt werden, wird die Lastprofiltransformation durch
Handelsgeschäfte mit anderen EE-Anlagenbetreibern oder über den allgemeinen Strommarkt durchgeführt.
Da die Produkte des Grünen Strommarktes von den übrigen Stromprodukten nicht physisch getrennt werden
können und somit nur ein einziger Echtzeitausgleich von Strommengen durch den Systembetreiber
vorgenommen wird, sind auch Grüne Stromprodukte den Risiken des Echtzeitmarktes ausgesetzt. Die
Unterschiede dieser Marktintegrationsform zur Direktvermarktung beschränken sich somit auf die fehlenden
der Struktur der Subventionszahlung nicht vom Einspeisemodell. Vgl. ausführlich zum Quotenmodell Drillisch, J.
(2001).
178 Die parallele Existenz zwischen Abnahme- und Vergütungsverpflichtungen des Netzbetreibers und der
Direktvermarktung führte bei der Etablierung dieses Marktsegments zu erheblichen Abgrenzungsschwierigkeiten, vgl.
dazu ausführlicher Langniß, O. und Markard, J. (1999).
83
Subventionszahlungen und die unterschiedliche Lastprofiltransformation. Da das Marktpotential für Grünen
Strom gering ist, wird diese Variante nicht weiter betrachtet.179
3.5.5 Praktische Ausgestaltungen von Marktintegrationsformen
Die in den vorangegangenen Abschnitten vorgestellten Charakteristika der Marktintegrationsformen finden
sich in praktischen Ausgestaltungen in typischen Kombinationen wieder, die hier kurz dargestellt werden
sollen.
In Modellen indirekter Vermarktung bietet sich eine weitergehende Integration aller Prozessschritte der
Vermarktung an. In praktischen Ausführungen indirekter Vermarktungen werden daher z.B. auch die
Erzeugungsprognosen von einem Intermediär durchgeführt. Bei indirekter Vermarktung werden
typischerweise konstante Einspeisevergütungen gezahlt. Diese Kombination liegt nahe, da sich der
Marktpreis bei einer indirekten Vermarktung aus Vermarktungsaktivitäten unterschiedlicher Institutionen
ergibt: Ein Teil des Marktpreises wird bei der Lastgangtransformation des Intermediärs transparent. Der
andere Teil ergibt sich, wie beschrieben, durch die Vermarktung des physikalisch weiter gewälzten
Lastbandes, die durch die Endabnehmer durchgeführt wird. Somit ist eine direkte Weiterreichung des
Marktpreises an die Anlagenbetreiber nicht möglich. Modelle mit indirekter Vermarktung sind
beispielsweise in Deutschland und Österreich implementiert.
Eine direkte Vermarktung kann dagegen von jedem Anlagenbetreiber individuell geleistet werden. Die
vorangegangene Analyse hat jedoch Größenvorteile für fast alle Prozessschritte der Vermarktung sowie die
Vorteilhaftigkeit der Integration von Prozessschritten gezeigt. In praktischen Ausgestaltungen werden daher
auch bei Direktvermarktung Erzeugungsprognosen vom Systembetreiber angefertigt, um Skaleneffekte
nutzen zu können. In der in Kalifornien implementierten Marktintegrationsform zahlen die EE-
Anlagenbetreiber dem Systembetreiber eine Gebühr für die Durchführung der Erzeugungsprognose.180
Die Anwendung der Direktvermarktung ist in der Praxis weit verbreitet. In den meisten Implementierungen
werden Maßnahmen zur Dämpfung des Marktpreisrisikos getroffen. So besteht im spanischen
Elektrizitätsversorgungssystem für die EE-Anlagenbetreiber eine Wahl zwischen fixem und variablem
Subventionsanteil. Auch in den USA finden sich in einigen Elektrizitätsversorgungssystemen
Marktgestaltungen zur Verminderung des Risikos im Echtzeitmarkt. Beispielsweise wurde im März 2002
durch den kalifornischen Systembetreiber die Regelung eingeführt, Fahrplanabweichungen über einen Monat
zu mitteln und den Mittelwert zum Echtzeitpreis abzurechnen. Marktarchitekturen, in denen Echtzeitpreise
gesplittet sind, um Fahrplanabweichungen zu pönalisieren, haben Ausnahmeregelung für EE von diesem
Verfahren vorgesehen. Ein Beispiel dafür ist das Electric Reliability Council of Texas, das bei EE von der
179 Vgl. zum Marktangebot von grünem Strom Dreher, M. et al. (1999), Roe, B. et al. (2001).
180 Aufgrund der erwarteten umfassenden Reorganisation der kalifornischen Marktarchitektur haben sich mit Stand
August 2003 nur wenige Erzeuger an diesem Programm beteiligt. Vgl. DeMeo, E., Porter, K. und Wiese, S. (2003), S.
5.
84
Abrechnung von Echtzeitpreisen absieht, falls die Fahrplanabweichungen weniger als 50 % der
Fahrplananmeldung betragen.181
3.6 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen
In diesem Kapitel wurden mögliche Ausgestaltungsformen von Marktstrukturen im Hinblick auf die
Integration von EE diskutiert. Zur Analyse der Marktstruktur wurde ein Schema entwickelt, nach dem ihre
einzelnen Elemente separat analysiert werden können. Die betrachteten Elemente der Marktstruktur waren
die Marktarchitektur, Marktformen, Durchführungsregeln und die Marktintegrationsform von EE. Bei der
Betrachtung der Märkte wurden die in einem Elektrizitätsversorgungssystem notwendigen
Koordinationsaufgaben mit möglichen Ausgestaltungsformen der Koordinationsinstrumente und sonstigen
Elemente der Marktstruktur verknüpft. Es wurde diskutiert, welche der für die EE besonders relevanten
Koordinationsaufgaben durch welche Koordinationsinstrumente am effizientesten durchgeführt werden
können und welche Trade-offs hinsichtlich der Ziele bei der Wahl einzelner Gestaltungsoptionen existieren.
Im Einzelnen wurden die folgenden Ergebnisse abgeleitet, die als Basis für Untersuchungen der deutschen
Marktarchitektur im folgenden Kapitel dienen:
Strommärkte für kurzfristige Koordinationsaufgaben
Die Preisbildung im Echtzeitmarkt muss die Kostensituation des kurzfristigen Kraftwerkseinsatzes
reflektieren.
Die Gestaltungsspielräume für den Echtzeitmarkt beschränken sich auf die Ausgestaltung der Preisbildung,
die Teil der Settlement-Regeln eines vorgelagerten Marktes (des Regelenergiemarktes) ist. Für die
Zuordnung der Preisbestandteile des Regelenergiemarktes zu Echtzeitpreisen existieren zahlreiche Ansätze.
Zu einem langfristigen Kostenminimum führen aber nur diejenigen Ansätze, bei denen die Kosten des
kurzfristigen Kraftwerkseinsatzes verursachungsgerecht den Verursachern von Fahrplanabweichungen
zugeordnet werden. Für EE ist aufgrund der eingeschränkten Prognosefähigkeit die Ausgestaltung der
Preisbildung im Echtzeitmarkt entscheidend für die Lieferung von Anreizen zur Verbesserung der
Lastprognose.
Insbesondere im kurzfristigen Zeitbereich (bis zu einem Tag vor Lieferung) erhöhen eine stärkere
Zentralisierung von Märkten und mehrteilige Gebots- und Preisstrukturen potentiell die Effizienz des
Kraftwerkseinsatzes.
Durch den Einsatz von EE zur Stromerzeugung erhöht sich die Bedeutung von Kraftwerksinflexibilitäten der
konventionellen Kraftwerke bei der Koordination des optimalen Kraftwerkseinsatzes. Durch eine größere
Anzahl von zeitlich gestaffelten Märkten können die durch Startkosten konventioneller Kraftwerke
hervorgerufenen Unsicherheiten und damit Ineffizienzen des Kraftwerkseinsatzes reduziert werden. Dies gilt
vor allem im Zeitbereich von bis zu einem Tag vor Lieferung. Bei einer zunehmenden Anzahl von Märkten
181 Vgl. DeMeo, E., Porter, K. und Wiese, S. (2003), S. 6.
85
droht die Gefahr der Unterschreitung der notwendigen Liquidität von Märkten. Sinkender Liquidität kann
durch Zentralisierung von Märkten entgegengewirkt werden.
Ein weiteres Instrument zur Erhöhung der Effizienz der Koordination bei Kraftwerksinflexibilitäten ist die
Anwendung von Marktformen mit mehrteiligen Gebots- und Preisstrukturen. Einerseits reduzieren
mehrteilige Gebote die Risiken für die Bieter, andererseits können die Zusatzinformationen über
Inflexibilitäten im Rahmen einer zentralen Koordination besser berücksichtigt werden als im Rahmen einer
dezentralen Optimierung. Bei einer denkbar zentralen Koordination hätte der Systembetreiber Zugriff auf
alle Kraftwerke und Kenntnis ihrer Kostenfunktionen und somit das theoretische Potential zur Erzielung des
theoretischen least cost dispatch.
Die Bedeutung der intraday-Koordination steigt insbesondere beim Einsatz von Windenergie aufgrund der
kurzfristig ansteigenden Prognosegüte. Aufgrund ihrer Kurzfristigkeit ist eine Zentralisierung anzustreben.
Die Nutzung mehrteiliger Gebote in zentralisierten Marktformen bringt die Gefahr des Missbrauchs von
Marktmacht mit sich.
Die Auktionstheorie hält keine anreizkompatiblen Regeln zu Evaluierung komplexer mehrteiliger Gebote
bereit, so dass ein Gaming der Bieter nicht ausgeschlossen werden kann. Die Ineffizienzen durch Gaming
steigen, wenn eine hohe Konzentration der Anbieter vorliegt. Je zentralisierter die Marktform ist, desto
größer kann der Einfluss von Geboten sein, die zur Preismanipulation abgegeben werden.
Das kurzfristige Netzengpassmanagement unter Unsicherheit kann in einer integrierten Marktarchitektur
besser gelöst werden als in einer dezentraleren.
Separate Märkte für Übertragungsrechte sind einer Festlegung von Knotenpreisen in integrierten Märkten
unterlegen, wenn Unsicherheiten über die Lastflüsse in Echtzeit herrschen. Nur durch die Bündelung von
Informationen über Handelsgeschäfte können die im vermaschten Netz auftretenden Interdependenzen
zwischen Netzengpässen und Handelsgeschäften gelöst werden.
Abschließend stellt Tabelle 3-2 die Koordinationsformen und Marktformen der kurzfristigen Koordination
zusammenfassend gegenüber.
86
Tabelle 3-2: Zusammenfassung der Gestaltungsoptionen für kurzfristige Strommärkte
Koordinations-
aufgabe Koordinationsinstrumente Gestaltungsoptionen Bewertung (statisch)
Echtzeit-
Koordination
Echtzeitmarkt:
Mengenfestlegung
(physikalisches Echtzeit-
Settlement) auf Grundlage der
Preisfunktion aus
Zukunftsmärkten.
Regeln für die
Festlegung des
Echtzeitpreises,
(Settlement-Regeln des
Regelenergiemarktes)
Verursachungsgerechte
Kostenzuordnung muss
gewährleistet sein
Zentralisierung und
Integration der Märkte
(+) Steigerung der Liquidität
(-) Missbrauchsrisiko
Forward-Märkte: Settlement
von Preisen und Mengen vor
dem Lieferzeitraum
Regelenergiemärkte:
Settlement von Preisen day-
ahead, Settlement von Mengen
im Echtzeitmarkt
Verwendung
mehrteiliger Gebots-
und Preisstrukturen
(+) Verringerung des Risikos für
Bieter
(+) Steigerung der Liquidität
(+) Erhöhung der Informations
basis bei der Koordination
(-) Anreizkompatible Bid-Evalu-
ation und Settlement problematisch
(-) Missbrauchsrisiko
Koordination vor
Lieferzeitpunkt
Märkte für
Übertragungsrechte:
Settlement von Preisen und
Mengen für die Nutzung von
Übertragungsleitungen mit
Engpässen
Vertikale Integration
von zentralisierten
Märkten
(+) Höhere Effizienz bei
Unsicherheit über Lastflüsse
Strommärkte für langfristige Koordinationsaufgaben
Unterschiedliche Gestaltungsmöglichkeiten von Märkten waren auch hinsichtlich der langfristigen
Auswirkungen auf die Integration von EE zu untersuchen. Dabei wurden einige Folgerungen abgeleitet:
Kapazitätsmärkte zur Sicherstellung der Generation Adequacy benachteiligen EE, da sie umfangreiche
Absicherungstransaktionen erfordern, um ihre Kapazität zu vermarkten
Alternativen sind ein pauschaler Uplift auf Spotpreise oder eine zentralisierte Ermittlung der gesicherten
Leistung durch eine neutrale Institution zur Ermittlung von Kapazitätszahlungen.
Der langfristige Netzausbau und der Kraftwerksneubau müssen regulatorisch koordiniert werden.
Für die Koordination des langfristigen Netzausbaus mit dem Kraftwerksbau liegt noch keine überzeugende
Marktlösung vor, so dass ein Regulierungseingriff vorgenommen werden muss. Dabei sind die
Anforderungen an die Versorgungssicherheit zu berücksichtigen.
Dynamische Aspekte der Koordination in Elektrizitätsmärkten
Aus dynamischer Sicht bietet dezentrale Marktarchitektur das größere Potential der autonomen Schaffung
effizienter Strukturen, falls Marktmachtaspekte dem nicht entgegenstehen.
87
Die Schaffung von zentralisierten Strukturen stellt einen regulatorischen Eingriff in die Marktarchitektur dar.
Er behindert daher aber die Evolution Transaktionskosten senkender Institutionen, die bei ausgewogenen
Machtverhältnissen der Akteure die Mängel dezentraler Koordination vermindert. In dezentralisierten
Systemen kann Marktkonzentration zwar weniger leicht Einfluss auf das gesamte Preisniveau nehmen,
dagegen können dominante Unternehmen leichter die höhere dynamische Effizienz eines dezentralisierten
Marktes in ihrem Sinne beeinflussen. Da die durch den Einfluss von EE gestiegenen
Koordinationsanforderungen sowohl zu einem effizienteren Scheduling als auch zu höherer dynamischer
Effizienz führen müssen, ist der Konzentration auf den Erzeugungsmärkten besonderes intensiv
entgegenzuwirken.
Die Verwendung mehrteilige Gebote verhindert die Flexibilisierung der Erzeugungs- und
Verbrauchsstruktur, die für die kosteneffiziente Integration großer Anteile von EE von Bedeutung ist. Die
Verwendung mehrteiliger Gebote in Kombination mit einteiligen Preisen erhält den Anreiz zur Erhöhung der
langfristigen Flexibilität.
Marktintegrationsformen von EE
Bestehende Fördermechanismen für EE können den Eindruck erwecken, dass Strom aus EE vom
Strommarkt isoliert ist. Dies ist jedoch nicht der Fall. EE sind mit allen anderen Kraftwerken über das
Stromnetz physikalisch gekoppelt. Daher besteht eine Wechselwirkung zwischen den Stromeinspeisungen
durch EE und den Strommärkten. Sie werden durch die Marktintegrationsform beschrieben.
Marktintegrationsformen von EE haben mehrere Charakteristika. Die Charakteristika finden sich in zwei
Grundtypen der Marktintegration wieder.
Der erste Grundtyp beruht auf indirekter Vermarktung, einer weitgehenden horizontalen und vertikalen
Integration von Prozessschritten der Vermarktung und einer Vergütungsstruktur in Form eines festen
Einspeisetarifs. Dies bedeutet praktisch, dass ein Intermediär (z.B. der Systembetreiber) aus den Lieferungen
des EE-Anlagenbetreibers ein definiertes Stromprodukt erzeugt, und an Belieferer von Endkunden
weiterreicht, die es ihrerseits vermarkten.
Bei der direkten Vermarktung dagegen bietet der Anlagenbetreiber das Stromprodukt direkt am Strommarkt
an. Die am Markt erzielte Vergütung wird durch einen variablen oder festen Subventionsanteil aufgestockt,
so dass die Rentabilität der Anlagen gewährleistet ist. Die direkte physische Weiterwälzung an die
Endabnehmer entfällt, so dass Transaktionskosten vermindert werden. Zur Nutzung von Skaleneffekten im
Vermarktungsprozess ist auch hier die Bildung einer Vermarktungsinstitution sinnvoll.
In beiden Systemen muss sichergestellt werden, dass die Vermarktungsinstitution Gewinnanreize bei der
Vermarktung hat und somit z.B. Anreize zur Verbesserung von Erzeugungsprognosen schafft. Gleichzeitig
muss die Ausnutzung von Marktmacht bei einer Monopolstellung verhindert werden.
88
„Hygienefaktoren“ einer effizienten Marktgestaltung für EE
Unabhängig von den Gestaltungsvarianten der Märkte wurden drei „Hygienefaktoren der Marktgestaltung“
identifiziert.
Die Prä qualifikation von Marktteilnehmern darf nicht als Markteintrittsbarriere für den Regelenergiemarkt
missbraucht werden.
Hohe Liquidität und die Einbindung der Lastmanagementmöglichkeiten von Verbrauchern ist für die
Effizienz der kurzfristigen Strommärkte bedeutsam. Es muss daher von unabhängiger Stelle sorgfältig
geprüft werden, inwieweit technische Begründungen für Präqualifikationsanforderungen an Marktteilnehmer
tatsächlich begründet sind. Die Integration der Nachfrageseite in diese Märkte hat liquiditätserhöhende und
kostensenkende Wirkung.
Die Unabhängigkeit des Systembetreibers von Erzeugungsgesellschaften, fördert eine effiziente kurzfristige
Koordination.
Insbesondere wenn der Systembetreiber neben der Netzführungsfunktion auch die Funktion eines
Marktbetreibers übernimmt, bestehen Interessenkonflikte für Systembetreiber, die eigentumsrechtlich von
Erzeugungsgesellschaften nicht entflochten sind.
In desintegrierten Marktarchitekturen muss die Möglichkeit zu Arbitragegeschäften zwischen den
Strommärkten gewährleistet sein.
Werden Arbitragemöglichkeiten zwischen Strommärkten durch administrative Hürden verhindert, ist dies ein
Anzeichen für eine fehlerhafte Marktgestaltung.
89
4 Deutsche Marktgestaltung für Erneuerbare Energien und Evaluation
möglicher Veränderungen
Ziel dieses Kapitels ist die Ableitung von Handlungsempfehlungen für eine effizientere Integration von EE
in das deutsche Elektrizitätsversorgungssystem. Dazu werden die in Kapitel 2 und 3 allgemein beschriebenen
grundlegenden Merkmale, die Koordinationsaufgaben und Koordinationsinstrumente des
Elektrizitätsversorgungssystems in ihren Ausprägungen in Deutschland analysiert und aus den Ergebnissen
der Analyse Handlungsempfehlungen abgeleitet.
Zunächst werden die Rahmenbedingungen für die Integration von EE dargestellt. Dabei wird auch die
gegenwärtige Integrationsform für EE, die durch Förderregelungen vorgegeben ist, analysiert. Ergebnis der
Analyse sind Empfehlungen für eine Veränderung der Integrationsform. Anschließend werden die
besonderen Koordinationsaufgaben dargestellt, die im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem bei der
Integration von EE zu lösen sind.
Um die Funktionsfähigkeit der Koordinationsinstrumente bei der Lösung kurzfristiger
Koordinationsaufgaben darzustellen, die für EE besonders bedeutend sind, werden anschließend
Marktverhalten und Marktergebnisse der kurzfristigen Strommärkte analysiert. Diese Analyse zeigt Defizite
der Wirksamkeit der kurzfristigen Koordinationsinstrumente auf und leitet Handlungsempfehlungen ab.
Abschließend erfolgen eine Darstellung der Ausgestaltung der langfristigen Koordinationsmechanismen des
deutschen Strommarktes, die den Netzausbau und die Kraftwerksneubauten betrifft und schließlich die
Ableitung von Handlungsempfehlungen. Die Analyse wird an dieser Stelle um dynamische Aspekte
erweitert.
4.1 Rahmenbedingungen für die Integration von Erneuerbaren Energien in
Deutschland
Als Folge der Novellierung des EnWG am 29.04.1998 ergab sich durch die Aufhebung der
Demarkationsverträge und der Verpflichtung der Netzbetreiber zur Ermöglichung einer
diskriminierungsfreien Netznutzung die Notwendigkeit der Durchführung der horizontalen Koordination
durch den neu entstehenden Großhandelsmarkt für Strom. Dies führte zu einer Veränderung der
Unternehmensstruktur und ihrer Regulierung, die Rahmenbedingungen für die Integration von EE bilden.
Die Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit ist eine weitere Rahmenbedingung, die daraufhin überprüft
werden muss, ob ihre Ausgestaltung im Kontext von liberalisierten Marktregeln und eines wachsenden
Anteils von EE zu effizienten Ergebnissen führt. Schließlich wird eine Untersuchung der deutschen
Ausgestaltung der Markintegrationsform vorgenommen, um Verbesserungspotentiale innerhalb der
Fördermechanismen für EE aufzudecken.
90
4.1.1 Unternehmensstruktur und ihre Regulierung
Die vier Übertragungsnetzbetreiber Deutschlands (ÜNB) sind Inhaber des Übertragungsnetzes, Netzbetreiber
und Systembetreiber in räumlich voneinander abgegrenzten Gebieten, die gleichzeitig Regelzonen darstellen.
Sie sind zwar rechtlich entflochtene Unternehmen, jedoch in die Konzernstrukturen der ehemaligen
Verbundunternehmen RWE, E.ON, EnBW und Vattenfall Europe integriert. Es handelt sich dabei um die
RWE net AG (RWE net), die E.ON Netz GmbH (E.ON Netz), die EnBW Transportnetze AG (EnBW TN),
sowie die Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET). Die zugehörigen Erzeugungs- und
Vertriebsunternehmen spielen eine wichtige Rolle für den deutschen Elektrizitätsmarkt. Das
Bundeskartellamt geht auf dem Strommarkt für Weiterverteilungsunternehmen und industriellen
Großkunden von einem marktbeherrschenden Duopol aus den Unternehmen RWE und E.ON aus. Ihr
gemeinsamer Marktanteil auf diesen beiden Märkten betrage über 40 % beziehungsweise über 60 % und
verschaffe ihnen einen überragenden Verhaltensspielraum vor ihren nächsten Wettbewerbern EnBW und
Vattenfall Europe. Dieser Marktanteil ist durch indirekte Beteiligungen in den Jahren nach Beginn der
Liberalisierung ausgebaut worden. So haben die drei Verbundunternehmen RWE, E.ON und EnBW vom
1.1.2000 bis Ende 2002 zusammen 82 neue Beteiligungen (mit jeweils mehr als 10 % Anteil) an Strom-
Weiterverteilern erworben. Vor dem Hintergrund dieser Marktstruktur, der Homogenität des Gutes Strom
sowie des geringen Innovationspotentials sei oligopolistisches Parallelverhalten von RWE und E.ON zu
erwarten.182 Es sei weiterhin davon auszugehen, dass die beiden dominanten Unternehmen ihre
Erzeugungskapazitäten parallel entwickeln werden, auf preisliche Wettbewerbsvorstöße verzichten und
Kundenansprache sowie künftige Beteiligungsstrategien insbesondere auf ihre jeweiligen angestammten
Versorgungsgebiete ausrichten werden.183
Die Marktstruktur der EE-Anlagenbetreibern dagegen wird von zahlreichen kleinen Unternehmen geprägt.
Die über 5000 kleinen Wasserkraftanlagen in Deutschland mit einer Leistung von weniger als einem
Megawatt befinden sich in Besitz zahlreicher Anlagenbetreiber wie Privatpersonen sowie kommunalen
EVU.184 Weiterhin existieren in Deutschland etwa 100 Betreibergesellschaften von Windenergienanlagen.185
4.1.2 Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit in Deutschland
Da die Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit der Kraftwerke eine wichtige Randbedingung für die
Integration von EE darstellt, folgt eine Analyse der Effizienz der in Deutschland angewendeten Regulierung
für diesen Bereich.
182 Die Wirkungen von Marktmacht auf dem deutschen Strommarkt in Form von überhöhten Preisen zu
Spitzenlastzeiten wurden von Müsgens nachgewiesen. Vgl. Müsgens, F. (2004).
183 Vgl. Bundeskartellamt (2003a).
184 Vgl. Wagner, E. (2000).
185 Vgl. Bundesverband Windenergie (www.bwe.de).
91
4.1.2.1 Regulierung der Generation Adequacy
Die Festlegung von Zuverlässigkeitskriterien für die Stromerzeugung wird in Deutschland durch Verbände
vorgenommen und erfolgt auf der Grundlage nicht weiter begründeter ingenieurwissenschaftlicher Kriterien.
So wurde bezüglich der Generation Adequacy für Deutschland von dem ehemaligen Verband der Deutschen
Verbundunternehmen, der Deutschen Verbundgesellschaft (DVG) festgelegt, dass jedes der ursprünglich
neun Verbundunternehmen, die für die Systemsicherheit verantwortlich sind, soviel Reserveleistung vorhält,
dass die Defizitwahrscheinlichkeit aufgrund eines Kraftwerksausfalls (Loss Of Load Probability, LOLP)
jeweils immer höchstens 7 % beträgt. In Summe ergibt sich für Deutschland (ohne Berücksichtigung von
Reserveverträgen zur gegenseitigen Aushilfe) ein minimales Zuverlässigkeitsniveau von 99,99 %
beziehungsweise eine LOLP von maximal 0,01 %.186 Die tatsächliche Defizitwahrscheinlichkeit liegt jedoch
deutlich darunter.187
Die Quantifizierung der Kraftwerksreserve erfolgt jährlich in der Leistungsbilanz des deutschen
Elektrizitätsversorgungssystems, die durch den Verband Deutscher Netzbetreiber (VDN) erstellt wird. Sie
zeigt eine Rückschau des vergangenen Jahres sowie eine Vorschau über sieben Jahre. Seit dem Jahr 2000
wird die Leistungsbilanz in der in Abbildung 4-1 dargestellten Form aufgebaut. In ihr ist die Leistungsbilanz
zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast des Jahres 2002 in Höhe von 79,7 GW dargestellt. Ihr stand eine mit
Hilfe der Reserve für Systemdienstleistungen stundengesicherte inländische Nettokraftwerksleistung von
81,4 GW gegenüber, die sich aus der installierten Kraftwerksleistung abzüglich der aus verschiedenen
Gründen nicht verfügbaren Leistung errechnet. Der wesentliche Posten wird dabei durch die Nicht-
Verfügbarkeit von Leistung aus EE gebildet. Zusätzlich wurde ein Saldo von 5,1 GW Kraftwerksleistung
importiert. Die Differenz zwischen inländischer Erzeugung und inländischer Last in Höhe von 1,7 GW
(1,6 % der installierten Kraftwerksleistung) wird als „verbleibende Leistung“ bezeichnet. In der
ausgewiesenen verbleibenden Leistung ist die Stundenreserve enthalten, da die Energielieferung aus
Minutenreserveleistung auf Basis der Reserve-Systemdienstleistungen nach den geltenden Anforderungen
nur eine Stunde lang andauern muss. Bei vollständiger Ausschöpfung der Reserveleistung müsste damit nach
einer Stunde auf die „verbleibende Leistung“ zurückgegriffen werden.
186 Vgl. Deutsche Verbundgesellschaft e.V. (1997), S. 1, und S. 20.
187 Vgl. Dany, G. et al. (2000), S. 50.
92
Abbildung 4-1: Leistungsbilanz des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems zum Zeitpunkt der
Jahreshöchstlast 2002 in GW188
Eine Verknüpfung dieser Leistungsbilanz mit der oben dargestellten Wahrscheinlichkeitsbetrachtung zur
Generation Adequacy besteht nicht. Anstatt der LOLP wird als Steuergröße die verbleibende Leistung
verwendet. Nach UCTE-Vorgabe sollte sie etwa 5 % der installierten Kraftwerksleistung betragen, um eine
(von Importen) unabhängige und sichere Versorgung zu gewährleisten.189 Da die Höchstlastzeitpunkte
zwischen UCTE-Ländern nicht übereinstimmen, wird die Leistungsbilanz UCTE-einheitlich an jedem dritten
Mittwoch eines Monats erstellt. Abbildung 4-2 zeigt die inländische Leistungsbilanz zu zwei Zeitpunkten
des Jahres 2002 sowie Prognosen führ die Jahre 2004 und 2010.
Abbildung 4-2: Entwicklung der Leistungsbilanz des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems
188 Vgl. VDN e.V (2003), S. 28.
Gesamte
Kraftwerk-
leistung
Inland
105,9
Wasser-
kraftwerke
EE, ohne
Wasser
Kernkraft-
werke
Konv.
Wärme-
kraftwerke
9,3
10,9
20,7
65,0
Nicht
einsetzbare
Leistung
12,2
Kraft-
werks-
ausfälle
3,5
Revision
1,6
Reserve für
System-
dienst-
leistungen
7,1
Stunden-
gesicherte
inländische
Nettoleistung
zur Bedarfs-
deckung
81,4
Import-
saldo
5,1
"Verblei-
bende
Leistung"
(inländisch)
1,7
(1,6 %)
Höchstlast
des Jahres
2002
79,7
Zeitpunkt: 10.12.2002,
18.00 Uhr
0
20
40
60
80
100
120
140
Januar 2002 Juli 2002 Januar 2004 Juli 2004 Januar 2010 Juli 2010
Installierte
Kraftwerks-
leistung in
GW 105,4
8,5% 105,2
6,9%
110,6
7,3% 111,1
4,7%
119,9
5,4% 120,9
3,7% Verbleibende
Leistung (%)
Revisionen
Nichteinsetz-
bare Leistung
Kraftwerks-
ausfälle
Reserve für
Systemdienst
-leistungen
Last
93
Aus der Abbildung wird deutlich, dass die verbleibende Leistung in den Sommermonaten tendenziell
niedriger ist als in den Wintermonaten. Dies ist auf die erhöhte Revisionstätigkeit der Wärmekraftwerke im
Sommer zurückzuführen. Weiterhin wird deutlich, dass der Anstieg der erwarteten installierten
Kraftwerksleistung (im Wesentlichen verursacht durch den erwarteten weiteren Ausbau der Windenergie)
durch die nicht einsetzbare Leistung (der Windenergie) fast vollständig kompensiert wird. Bei geringfügig
zunehmender Last verringert sich der Anteil der verbleibenden Leistung an der installierten
Kraftwerksleistung bis unter den von der UCTE gesetzten Grenzwert. Daraus wird die Notwendigkeit für
Neuinvestitionen in den Kraftwerkspark gefolgert.190
Die verwendete Methodik für die Aufstellung der Leistungsbilanz führt zu einem Verhalten der
Marktteilnehmer, das ineffiziente Marktergebnisse nach sich zieht:
1. Die installierte Leistung von EE ist in der Position „installierte Kraftwerksleistung" enthalten. In
der Vorausschau werden jedoch 85 % - 90 % als „nicht einsetzbare Leistung“ verbucht.191 Der
Leistungskredit bewegt sich damit in einem Bereich von 10 bis 15 %, was bei dem gegenwärtig
installierten Anteil von EE eher eine Untergrenze darstellt.192 Die Unterschätzung des
Leistungskredits führt zur Forderung nach einer Erhöhung der installierten Leistung der
konventionellen Kraftwerke, die nicht erforderlich ist.
2. Der definierte Grenzwert für die verbleibende Leistung wählt als Bezugsbasis die gesamte
installierte Leistung (die die installierte Leistung von EE enthält) und nicht die gesicherte
Leistung. Somit wird bei hohen Anteilen von EE aber gleicher gesicherter Nettoleistung ein
niedrigerer Anteil verbleibender Leistung ausgewiesen. Die Verwendung des definierten
Grenzwertes als Steuerungsgröße führt somit zu den gleichen Konsequenzen wie bei Punkt 1.
3. Die Leistungsbilanzierung erfasst die Ausprägung zweier Zufallsvariablen (Last und
Kraftwerksverfügbarkeit) zu einem bestimmen Zeitpunkt. Eine Aussage über die
Wahrscheinlichkeitsverteilung der erfassten Größen wird nicht getroffen. Somit ist auch die
Differenz zwischen der in Abbildung 4-1 dargestellten Höchstlastsituation und den in Abbildung
4-2 gezeigten Werten nicht sinnvoll interpretierbar. Eine Aussage über
Ausfallswahrscheinlichkeiten beziehungsweise Versorgungszuverlässigkeit kann aus den
Leistungsbilanzen nicht gefolgert werden. Die abgeleitete Aussage über notwendige
Kraftwerksinvestitionen ist nicht präzise, kein Bezug zur entscheidenden Steuerungsgröße
Versorgungszuverlässigkeit hergestellt wird.
4. Aufgrund der Durchsetzung der rechtlichen Entflechtung (legal Unbundling) von Erzeugungs-
und Netzbereich sind nach Angaben des VDN die Leistungsangaben mit Unsicherheiten
189 Vgl. UCTE (2002), S. 5.
190 Vgl. VDN e.V. (2003), S. 4.
191 Vgl. VDN e.V. (2003), S. 11.
192 Vgl. Kapitel 2.4.
94
behaftet, da die ÜNB keinen unmittelbaren Zugriff auf diese Daten mehr besitzen.193 Folge sind
Fehlsteuerungen wie bei Punkt 3 genannt.
In Summe zeigt die gegenwärtige Praxis der Leistungsbilanzierung und die Verwendung von
Steuerungsgrößen deutliche Schwächen. Dies erschwert eine effektive Regulierung der Generation
Adequacy. Dies gilt insbesondere bei hohen Leistungsanteilen von EE.
Als Maßnahme zur Definition von effizienten Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen sollte die
Durchführung der Bewertung der Generation Adequacy durch eine unabhängige Institution erfolgen. Die
dazu notwendige Informationsbasis sollte durch eine von den Erzeugungsgesellschaften und dem
Systembetreiber unabhängige Institution geschaffen werden, die die Informationen in nachvollziehbarer
Weise aufbereitet. Transparenz und Nachvollziehbarkeit sind vor allem bei der Bewertung des
Leistungsbeitrages von EE wichtig, der stark von den bei der Berechnung verwendeten Annahmen
abhängt.194 Um eine qualitativ hochwertige Informationsbasis sicherzustellen, sind Auskunftsverpflichtungen
von Netz- und Kraftwerksbetreibern gegebenenfalls gesetzlich zu verankern.
4.1.2.2 Regulierung der Generation Security
Die Operationalisierung der Generation Security ist noch schwieriger als die der Generation Adequacy. Als
Indikator dient die globale Regelabweichung (ACE - Area Control Error). Sie ist ein Maßstab für die
Qualität der Regelung, da bei Leistungsungleichgewichten innerhalb einer Regelzone der Leistungsausgleich
auch außerhalb der Regelzone stattfindet. Somit ergeben sich für einzelne Regelzonen Abweichungen zu der
geplanten Leistungsbilanz.195 Eine schlechte Regelung führt somit zu einem höheren ACE. Für den ACE
existiert in Deutschland existiert kein fest definierter Grenzwert.196
Die Generation Security wird durch Bereitstellung und Einsatz von Reserve-Systemdienstleistungen
beeinflusst. Für die Bemessung der Bereitstellung sind die „Netz- und Systemregeln der deutschen
Übertragungsnetzbetreiber“ oder „TransmissionCode“ ausschlaggebend, die vom VDN definiert werden.197
Im TransmissionCode erfolgt der Verweis auf die entsprechenden Bemessungsregeln der UCTE: 198
− Die Höhe der bereitzustellenden Primärregelleistung orientiert sich UCTE-weit an der
Größenordnung von zwei Großkraftwerken (2 x 1500 MW). Sie wird nach einem Schüssel
europaweit auf die Systemverantwortlichen aufgeteilt.
− Die bereitzustellende Minutenreserve für die Sekundärregelung (Sekundärregelreserve) ist in den
UCTE Spielregeln als Funktion der Maximallast der Regelzone definiert. 199
193 Vgl. VDN e.V. (2002), S. 7.
194 Vgl. Kapitel 2.4.
195 Zu den technischen Mechanismen des Leistungsausgleichs siehe Kapitel 2.2
196 Vgl. Roggenbau, M. (1999), S. 20f.
197 Vgl. VDN (2003), Anhang D, Seite 1.
198 Es handelt sich dabei um die „UCTE Spielregeln“: UCPTE (1998).
199 Der Zusammenhang lautet: PSR = (10 * Pmax + 22500)0,5 – 150.
95
− Die manuell einsetzbare Minutenreserveleistung soll gemäß den UCTE Spielregeln mindestens der
Leistung des größten Blockes entsprechen.
Nicht klar definiert ist, ob die notwendige Minutenreserve für die Sekundärregelung und den manuellen
Einsatz additiv bereitgestellt werden muss oder ob das Kriterium, das zu größeren Leistung führt,
ausschlaggebend ist. Die Bemessung wird von den deutschen ÜNB unterschiedlich gehandhabt.200 Legt man
als größte Blockleistungen einen Wert von 1200 MW zugrunde, zeigen die ausgeschriebenen Leistungen
(Tabelle 4-1), dass die von den Übertragungsnetzbetreibern kontrahierte Minutenreserve
Sekundärregelleistung und manuelle Minutenreserve offenbar additiv gerechnet werden. Ein erhöhter Bedarf
an Minutenreserve kann mit gestiegenen Prognoseabweichungen begründet werden. Diese sind einerseits auf
die erhöhte Prognoseunsicherheit der Last von Kunden zurückzuführen, die den Versorger gewechselt haben
und für die der neue Händler keine Erfahrungswerte für das Lastprofil hat.201 Andererseits ist in den UCTE-
Empfehlungen der Einfluss von stochastischen Erzeugern wie Windenergie nicht abgebildet. Durch den
starken Ausbau der Windenergieleistung in Deutschland ergibt sich ein erhöhter Reservebedarf, der von den
ÜNB festgestellt wird. Wie Tabelle 4-1 ebenfalls zeigt, ist Vattenfall Europe Transmission dazu
übergegangen, letztgenanntem Einfluss mit separaten Mengenangaben Rechnung zu tragen. Auch die RWE
net AG erhöhte mit Verweis auf Windenergie die kontrahierten Reserveleistungen.202
Tabelle 4-1: Struktur der Regelleistungsbereitstellung in Deutschland205
SR = Sekundärregelleistung, MR= Minutenreserve, man.=manuell
200 Vgl. Roggenbau, M. (1999), S. 17.
201 Nach Roggenbau ist es üblich, die 1,5-fache maximale Blockgröße als Bemessungsgrundlage für die
Dimensionierung der Minutenreserve zu verwenden um Last- und Erzeugungsstochastik Rechnung zu tragen, vgl.
Roggenbau, M. (1999), S. 46.
202 RWE net AG erhöhte die Ausschreibungsleistung für positive Minutenreserveleistung zur Sekundärregelung und
zum manuellem Einsatz zum 1.2.2003 um 460 MW.
203 Summe der (nicht zwangsläufig zeitgleichen) Maximallasten der ehemaligen ÜNB Bewag, HEW und VEAG, Stand:
2000, vgl. DVG (2000), S. 35.
204 Stand: 2002.
205 Stand der Leistungsangaben: 31.12.2003.
Minutenreserveleistung [MW] (+ „Leistung für Wind“)
ÜNB
Maximallast
der Regel-
zone203
[MW]
Installierte
Windenergie-
leistung204
[MW]
Primär-
regel-
leistung
[MW] SR neg. SR pos. man.
MR neg
man.
MR pos
Gesamte
MR pos.
SR lt.
UCTE
Empf.
E.ON
Netz 24.500 4.700 190 400 800 400 1100
1.900 367
EnBW
TN 10.963 100 75 390 720 330 510
1.230 213
RWE
net 26.300 1.400 310
1.050+ 80 1.050+180 62 + 140 780+250 1.800+460 384
VET 11.682 3.100 150 580 580
350+180 550+180 1.130+180 223
Summe 73.445 9.300 725 2.600 3.330 2.020 3.370 6.700 1.188
96
E.ON Netz dagegen erhöhte bislang ihre ausgeschriebenen Regelenergieleistungen nicht, obwohl sich in
ihrer Regelzone ein erheblicher Anteil Windenergie befindet. EnBW TN, in deren Regelgebiet sich kaum
Windenergie befindet, variierte ihre Bezugsleistungen für Minutenreserve seit Beginn der Ausschreibungen
erheblich. So wurden anfänglich 500 MW negative und 350 MW positive manuelle Minutenreserve
ausgeschrieben. Dieses Verhältnis hat sich inzwischen fast umgekehrt. Im August 2003 wurde die bezogene
Leistung fast wöchentlich variiert.
Bislang wird die Berechnung der kontrahierten Reserveleistungen durch keine Kontrollinstanz
nachvollzogen und ist somit durch die ÜNB fast beliebig steuerbar. Für die Höhe der bereitzustellenden
negativen Reserve existiert keine explizite Empfehlung der UCTE.
Schon aus den UCTE Empfehlungen zur Dimensionierung der Leistungsreserve geht hervor, dass sie mit
steigender Größe einer Regelzone abnimmt. So wird die Differenz der Regelleistungssumme zwischen 2001
und den Jahren ab 2003 (Abbildung 4-1) durch die Zusammenlegung der Regelzonen der ehemaligen ÜNB
Bewag, HEW und VEAG erklärt.206
Roggenbau untersucht mittels stochastischer Systemsimulation die Einsparpotentiale von
Minutenreserveleistung unter verschiedenen Kooperationsszenarien zwischen deutschen ÜNB. Zur
Bewertung der Ergebnisse von Kooperationsszenarien werden in einem ersten Schritt die
Zuverlässigkeitsniveaus ermittelt, die bei regelkonformer Reservevorhaltung in den ursprünglich neun
Regelzonen Deutschlands tatsächlich erreicht werden. Dabei zeigt sich, dass die Vorhaltung einer konstanten
Reserveleistung bei Variation der Regelzonengröße, der Reserveart (Pumpspeicher vs. thermische
Kraftwerke), der Prognosegenauigkeit und des Lastniveaus zu Zuverlässigkeitsniveaus führt, die bis zum
Faktor fünf voneinander abweichen. Zur Erreichung eines definierten Zuverlässigkeitsniveaus ist somit das
alleinige Kriterium „größte Blockleistung“ nicht geeignet. Vielmehr ist dazu eine variable Anpassung der
Reserve an die genannten Einflussparameter notwendig. Konsequenz der Verwendung dieses Kriteriums ist
ein ineffizientes Verhältnis von bereitgestellter Reserveleistung und erreichter Versorgungszuverlässigkeit.
Die Ermittlung der notwendigen Minutenreserve, die bei Zusammenlegung der Regelgebiete zu einer
einzigen Regelzone zu dem vorab erreichten Zuverlässigkeitsniveau führt, zeigt deutliche Einsparpotentiale.
Roggenbau ermittelt für eine gesamtdeutsche Regelzone einen Minutenreservebedarf von rund 4800 MW
(Reserve für Sekundärregelung und manuellem Einsatz). Würde die gegenwärtig vorgehaltene
Minutenreserve von 6.700 MW Regelzonen übergreifend eingesetzt werden, könnte ein
Zuverlässigkeitsniveau erreicht werden, das etwa um den Faktor 10 über dem bisher realisiertem liegt.207
Umgekehrt ist eine entsprechende Reduzierung der notwendigen Minutenreservehaltung möglich.
Als Maßnahme zur Behebung der Ineffizienzen sollte die Generation Security analog zur Generation
Adequacy von einer unabhängigen Institution reguliert werden. Dazu muss zunächst die Definition eines
Zuverlässigkeitskriteriums vorgenommen werden. Für die Dimensionierung der auszuschreibenden
206 Vgl. Seidel, B. und Nolte, M. B. (2001), S. 13.
207 Vgl. Roggenbau, M. (1999), S. 59.
97
Reserveleistungen sollten Berechnungsmethoden eingesetzt werden, die die Stochastik der durch EE
beeinflussten Restlast berücksichtigen. Die Methoden müssen veröffentlicht werden, so dass sichergestellt
ist, dass Methoden und Ansätze in der Fachöffentlichkeit nachvollzogen und diskutiert werden können.
4.1.3 Marktintegrationsform für Stromlieferungen aus Erneuerbaren Energien in
Deutschland
Die deutsche Marktintegrationsform für Elektrizität aus EE wurde mit dem Stromeinspeisegesetz von 1990
grundsätzlich definiert.208 Zu diesem Zeitpunkt existierten praktisch keine Großhandelsstrommärkte und
transparente Großhandelsstrompreise. Zur Vermarktung des Stroms aus EE wurde daher ein physisches
Wälzungssystem (indirekte Vermarktung) eingeführt. In den folgenden Jahren wurde das
Stromeinspeisegesetz mehrfach modifiziert und in Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) umbenannt. Die
grundsätzliche Marktintegrationsform wurde jedoch seit 1990 nicht wesentlich verändert.
Ziel dieses Abschnittes ist die Darstellung und Analyse der wesentlichen Eigenschaften der deutschen
Marktintegrationsform und die Ableitung der aus den Eigenschaften resultierenden Marktergebnisse.
Weiterhin wird analysiert, inwieweit die Reform des EEG im Jahr 2004 die Effizienz der Marktintegration
verbessert hat und welche alternativen Ansätze zur Marktintegration bestehen.
4.1.3.1 Wesentliche Eigenschaften der Marktintegration von Erneuerbaren Energien
Indirekte Vermarktung
In Deutschland wird Strom aus EE in der Regel über einen indirekten Mechanismus vermarktet, der im EEG
definiert ist. Zwar können theoretisch Erzeugungsunternehmen mit EE ihre Energie auch direkt vermarkten,
jedoch liegt die durch das EEG garantierte Einspeisevergütung deutlich über den an Strommärkten
erzielbaren Strompreis. Auch die direkte Vermarktung als „grüner Strom“ spielt mengenmäßig nur eine
untergeordnete Rolle.209
Die indirekte Vermarktung erfolgt durch die ÜNB als Intermediär. Er nimmt die meist im Netz des
Verteilnetzbetreibers eingespeisten Strommengen aus EE auf und beliefert alle zum Ankauf von EEG-Strom
verpflichteten Vertriebsgesellschaften mit einer prozentualen Quote ihrer Stromabgabe an
Letztverbraucher.210 Im EEG ist weiterhin festgelegt, dass ÜNB die aufgenommenen Strommengen
untereinander ausgleichen. Somit ist eine deutschlandweit gleichmäßige Belastung aller Endverbraucher
unabhängig von der Zugehörigkeit zu einer Regelzone gewährleistet. Es ist somit zwischen der sog.
„Hochwälzung“ (Verteilunternehmen - ÜNB), der Querwälzung (zwischen den ÜNB), und der Rückwälzung
208 Vgl. StrEG (1990).
209 Bei neu abgeschlossenen Bezugsverträgen liegt der Anteil der Verträge über grüne Stromprodukte bei unter 20 %,
vgl. Timpe, C., v. Grabczewski, N. und Fritsche, U. R. (2002).
210Die Quote lag im Jahr 2003 bei 6,03 % (Quelle: Verband deutscher Netzbetreiber – VDN, Berlin). Sie wird
vierteljährlich in Abhängigkeit vom Stromaufkommen aus EE festgelegt.
98
(ÜNB – Endabnehmer211) zu unterscheiden. Während die Hochwälzung gemäß dem zeitlichen Verlauf der
Einspeisung aus EE erfolgt, wurden Quer- und Rückwälzung in der Praxis bislang als Bandprofil (konstante
Leistung über einen definierten Zeitraum) vorgenommen.
Weitgehende Integration von Prozessschritten der Vermarktung
Die Umwandlung des teilweise stochastischen Einspeiseprofils in das deterministische Bandprofil erfolgt
unter Einsatz von Systemdienstleistungen durch den ÜNB. Diese Leistung wird auch als „Veredelung“
bezeichnet. Die Kosten, die für diese Leistung entstehen sind nicht transparent, werden aber in die
Netznutzungsentgelte eingerechnet.212 Neben diesen Vermarktungsleistungen übernimmt der ÜNB die
Erzeugungsprognose für Strom aus EE. Beim ÜNB werden somit die wesentlichen Prozessschritte der
Vermarktung integriert. Durch diese Verfahrensweise
• erbringt der ÜNB neben seiner Funktion als Systembetreiber und Marktbetreiber des Marktes für
Systemdienstleistungen auch Leistungen eines Händlers, d.h. er kauft Strommengen an
(beziehungsweise setzt Reservedienstleistungen ein) und liefert ein verändertes Stromprodukt,
• werden Ausgleichseffekte nicht genutzt, die zwischen dem Einspeiseprofil von EE in verschiedenen
Regelzonen auftreten können. Ein gleichzeitiges „Leistungstal“ und ein „Leistungsberg“ in
verschiedenen Regelzonen würden unter Einsatz von kurzfristig einsetzbarer Kraftwerksleistung und
Systemdienstleistungen jeweils zu einem Bandprofil umgewandelt. Nur durch ein kurzfristiges
Ausgleichsgeschäft zwischen den Systembetreibern der Regelzonen könnte ein ineffzienter
Kraftwerkseinsatz verhindert werden. Durch die Existenz von vier Regelzonen mit separaten
Märkten, die solche Geschäfte nicht ermöglichen, werden somit mögliche Skaleneffekte nicht
vollständig genutzt,
• entsteht eine weitere Ineffizienz dadurch, dass das weitergeleitete Bandprofil aus der Sicht des
Endabnehmers nicht unbedingt das optimale Profil ist. Um das Lastprofil seiner Endkunden zu
erreichen müssen u.U. wiederum Handelsgeschäfte getätigt werden,
• hat der ÜNB keinen systembedingten Anreiz zur Durchführung einer möglichst genauen
Lastprognose für EE, die zu einer Senkung des Minutenreservebedarfes führen könnte. Die ÜNB
führen zwar Erzeugungsprognosen durch, sie müssen aber resultierende Kostenersparnisse an die
Netznutzer durchreichen. Ebenso wenig haben ÜNB Anreize zur Kostenminimierung bei der
Profiltransformation durch eine mögliche Nutzung des intraday-Marktes.
Konstante Vergütung für die Anlagenbetreiber
Im EEG ist festgelegt, dass den Anlagenbetreibern pro aufgenommene Strommenge eine konstante
Vergütung gezahlt wird. Sie ist abhängig von der Erzeugungstechnologie. Durch die Volatilität des
211 Die Rückwälzung erfolgt an Endverbraucher unmittelbar beliefernde Stromhändler. Zur Vereinfachung werden diese
im Folgenden als Endabnehmer bezeichnet. Hoch- und Rückwälzung wird auch als „Vertikalwälzung“ bezeichnet;
analog die Querwälzung als „Horizontalwälzung“.
99
Strompreises ändert sich somit auch die Höhe der effektiven Subvention. Die durchschnittliche Vergütung
nach EEG betrug im Jahre 2003 91,4 €/MWh,213 der durchschnittliche Strompreis an der Leipziger
Strombörse EEX betrug dagegen nur 29,5 €/MWh.214 Es ergab sich somit eine mittlere Subvention von
61,9 €/MWh. Während der day-ahead-Preise stündlichen Veränderungen unterliegt, ist die gezahlte
Vergütung vom Einspeisezeitpunkt unabhängig. Aufgrund der konstanten Vergütung und der daraus
folgenden Marktpreisunabhängigkeit ergibt sich keine Steuerungswirkung der Marktpreise in Richtung des
EE-Anlagenbetreibers (vgl. Kapitel 3.5.3).
4.1.3.2 Veränderungen der Marktintegrationsform durch die EEG Novelle 2004
Im Rahmen der am 01.08.2004 in Kraft getretenen EEG-Novellierung215 wurde auf einige der genannten
Schwachpunkte des Marktintegrationskonzeptes eingegangen und neue Wälzungsverfahren eingeführt. Das
Konzept der indirekten Vermarktung wurde jedoch grundsätzlich beibehalten. Die Änderungen betreffen die
Ineffizienzen des oben beschriebenen Wälzungsverfahrens. Nach der neuen Regelung sind die Lastprofile
der eingespeisten Leistung aus EE zeitnah „unverzüglich“ quer zu mit den anderen ÜNB auszugleichen.
Dieser Ausgleich erfolgt auf Grundlage von Kurzfristprognosen oder durch Hochrechnung repräsentativer
Messungen (Istwertaufschaltung). Diese Vorgehensweise bewirkt, dass jeder ÜNB über das gleiche
Einspeiseprofil verfügt, was vom Verlauf dem Summenlastprofil aller EE entspricht.216 Gemäß der
Begründung des Gesetzentwurfes hat das Verfahren zum Ziel, den Regelenergieaufwand zu minimieren.
Die Rückwälzung zum Endverbraucher soll nach dem Gesetz ebenfalls zeitnah erfolgen. Zumindest soll ein
typisches Leistungsprofil verwendet werden, das seine typischen Charakteristika widerspiegelt (Hochtarif/
Niedertarifanteil). Die genaue Definition des Rückwälzungsprofils wird zunächst den Akteuren überlassen.
Das BMU behält sich jedoch vor, das Profil in einer Verordnung zu spezifizieren.217 Eine genaue
Abrechnung der Energiemengen erfolgt im Nachhinein auf Grundlage der gemessenen Ist-Mengen.
Diese Verfahrensweise bringt gegenüber dem vorher praktizierten Verfahren eine Verbesserung der
Koordinationsleistungen: Die zeitnahe Querwälzung von Differenzmengen zum anteiligen Summenprofil
bedeutet, dass Ausgleichseffekte des Erzeugungsprofils der EE in verschiedenen Regelzonen genutzt
werden. Dieser Online-Ausgleich findet in Form der Anpassung der Austauschmengen zwischen Regelzonen
statt, die mit Hilfe des Sekundärreglers eingestellt werden.
Bei Rückwälzung des Summenprofils auf die Endabnehmer (die Unternehmen, die Strom an den Endkunden
vertreiben und dafür Leistungsfahrpläne beim ÜNB anmelden) müssen durch sie Koordinationsleistungen
erbracht werden, da sie das gelieferte Rückwälzungsprofil in ihr Strombeschaffungsportfolio integrieren
212 Vgl. Schrader, K. et al. (2003), S. 1.
213 Quelle: Verband deutscher Netzbetreiber (VDN) Berlin.
214 Quelle: EEX Leipzig (Mittelwert über die täglichen Preise der Baseload).
215 Vgl. EEG (2004).
216 Vgl. § 14, Abs. 3 EEG (2004).
217 Vgl. Kommentar zum EEG Gesetzentwurf 2003, § 14 Abs. 3 und 4., S. 84.
100
müssen. Der durch die Rückwälzung insgesamt entstehende Koordinationsaufwand hängt von der Festlegung
von drei Parametern ab:
1. Dem Grad der Übereinstimmung des Rückwälzungsprofils mit dem realen Erzeugungsprofil der EE,
2. Dem Zeitpunkt der Bekanntgabe des Rückwälzungsprofils an die Endabnehmer,
3. Den Transaktionskosten der Endabnehmer und der ÜNB zur Integration des anteiligen
Erzeugungsprofils in ihr Lieferprofil für Endkunden.
Diese drei Punkte hängen eng zusammen: Aufgrund der stochastischen Charakteristik des Erzeugungsprofils
aus EE muss der Zeitpunkt der Bekanntgabe des Rückwälzungsprofils um so näher am Lieferzeitpunkt
liegen, je größer der Grad der Übereinstimmung vom Ist-Summenprofil und dem Rückwälzungsprofil sein
soll. Je größer wiederum der Grad der Übereinstimmung der Profile ist, desto geringer sind die vom ÜNB zu
beschaffenden Leistungen für die Profiltransformation und desto größer die Koordinationsleistungen, die die
Endabnehmer erbringen müssen, um das Einspeiseprofil kurzfristig in das Verbrauchslastprofil zu
integrieren. Bei der Bemessung der Parameter und damit bei einer Entscheidung über die Allokation der
Koordinationsleistung zur Anpassung des EE-Erzeugungsprofils an das Verbrauchsprofil ist somit auf das
Verhältnis der Transaktionskosten der Koordinationsleistungen von ÜNB und Endabnehmer abzustellen.
Die Fähigkeiten der Endabnehmer, diese Koordinationsleistungen effizient zu erbringen, werden vom
Gesetzgeber als gering eingestuft. So wird in der Begründung des Gesetzentwurfes ausgeführt: „Da derzeit
gerade bei kleineren Stadtwerken nicht immer Möglichkeiten vorhanden sind, auch in kürzester Frist die
benötigte Differenzenergie zu beschaffen, und auch die Börse noch keine ausreichenden Mengen zur
Verfügung stellen kann, ist es derzeit nicht ausreichend, wenn das Profil lediglich einige Tage im Voraus
bekannt gegeben wird. Vielmehr wird […] eine so frühzeitige Bekanntgabe (ggf. Monate im Voraus)
erforderlich sein, dass ein geordneter Einbau des EEG-Stroms in die Planung des Elektrizitätsversorgers
möglich ist“218.
Bewertung der EEG-Novelle
Die EEG-Novelle 2004 hat zwar einen Ansatz zur Lösung eines Problems der indirekten Vermarktung
gebracht. Gleichzeitig sind aber mit der notwendigen Festlegung des Rückwälzungsprofils noch Fragen offen
geblieben. Damit ist nicht klar, ob die Novelle eine Verringerung von Transaktionskosten mit sich bringen
wird.
Hinsichtlich der Integration von Prozessschritten hat die EEG-Novelle keine Veränderungen mit sich
gebracht. Da an den ÜNB als Vermarktungsinstitution festgehalten wurde, bleibt die Situation bestehen, dass
der ÜNB sowohl Monopolabnehmer für Energie aus EE als auch Systembetreiber mit Monopolstellung beim
Einkauf von Reservedienstleistungen ist. Durch Skaleneffekte aufgrund der Bündelung der Energie aus EE
sowie der unternehmensinternen Bereitstellung von Reservedienstleistungen hat er das Potential, sehr
218 Vgl. Kommentar zum EEG Gesetzentwurf 2003, Abs. 3, S. 83.
101
niedrige Transaktionskosten zu erreichen. Andererseits hat er aufgrund der Weiterwälzung der Kosten
weiterhin keinen Anreiz zur Kostenminimierung.
Ebenfalls keine Veränderung bringt das EEG hinsichtlich der Vergütungsstruktur für EE-Anlagenbetreiber.
Zwar wurden die Vergütungssätze angepasst, um eine „Überförderung“ zu vermeiden. Es werden allerdings
weiterhin von Marktpreisen unabhängige Vergütungen gezahlt.
Zusammenfassend betrachtet löst der in der EEG-Novelle gewählte Integrationsansatz zwar das Problem der
Querwälzung. Die in der Analyse des alten EEG identifizierten Schwachpunkte bei der Rückwälzung werden
jedoch nicht grundsätzlich gelöst. Im Einzelnen
- sind von den ÜNB weiterhin Stromhändlerfunktionen auszuüben,
- haben die ÜNB kein Anreiz zur Kostenminimierung,
- treten bei den Endabnehmern weiterhin zusätzliche Koordinationsaufgaben auf. Durch den Übergang
von einer Bandlieferung zu einem Profil, das dem realen Windlastgang ähnlicher ist, können ihre
Transaktionskosten, abhängig von der Variabilität des Profils, sogar noch ansteigen.
4.1.3.3 Alternativen zur Marktintegrationsform von Erneuerbaren Energien
Wie erwähnt, brachte die EEG-Novelle 2004 zwar eine Effizienzverbesserung des gewählten
Integrationsansatzes für EE. Die bestehenden strukturellen Defizite hat sie jedoch nicht beseitigt. Die
bestehenden, liquiden Großhandelsmärkte für Strom bieten jedoch Möglichkeiten, den Vertrieb des Stroms
aus EE transparenter zu gestalten und die Allokationswirkungen von Strompreisen zu nutzen.
In Kapitel 3.5 wurden die Charakteristika von Marktintegrationsformen von EE diskutiert. Auf Basis der
Diskussionsergebnisse wird zunächst die deutsche Marktintegrationsform daraufhin überprüft, ob eine
Fortführung der indirekten Integrationsform sinnvoll ist oder ob der Übergang zu einer direkten
Vermarktung eine effizientere Integration bewirken kann. Anschließend erfolgt die Diskussion der weiteren
Charakteristika der Marktintegration wie der Integration von Prozessschritten sowie der Preisstrukturen der
Vergütung der Anlagenbetreiber.
Übergang von der indirekten zur direkten Vermarktung
In Kapitel 3.5.2 wurde gezeigt, dass sowohl die direkte als auch die indirekte Vermarktung von Strom aus
EE Markttransaktionen beinhaltet, die zur die Erfüllung von Koordinationsaufgaben mit den übrigen
Elementen des Elektrizitätsversorgungssystems dienen. Nur unter Vernachlässigung von Transaktionskosten
führen beide Verfahren zum gleichen Marktergebnis. Bei der Betrachtung der realen Situation sind die bei
der direkten Vermarktung vorgenommenen Transaktionen auf dem Großhandelsmarkt den Transaktionen der
indirekten Vermarktung auf dem Großhandelsmarkt sowie durch die Endabnehmer gegenüberzustellen.
Dabei ist zu prüfen, inwieweit die Transaktionskosten der indirekten Vermarktung im deutschen
Elektrizitätsversorgungssystem durch alternative Vermarktungsarten minimiert werden können.
102
Bereits in Abschnitt 3.5.2 wurde festgestellt, dass bezüglich des zweiten Vermarktungsschrittes, der
Festlegung der zu verkaufenden Leistung bei der direkten Vermarktung bzw. der Durchführung von
Stromhandelsgeschäften zur Bildung des Weiterwälzungsprofils kein wesentlicher Unterschied besteht. Sie
sind somit auch hinsichtlich der Transaktionskosten äquivalent. Dagegen fallen bei der indirekten
Vermarktung zusätzlich die Transaktionskosten der Rückwälzung an. Sie betreffen die ÜNB sowie die rund
600 Bilanzkreisverantwortlichen.
Gegen die festgestellte Überlegenheit der direkten Vermarktung in Bezug auf Transaktionskosten könnte
eingewendet werden, dass bei einer Rückwälzung des Einspeiseprofils auf die Endabnehmer das Potential
zur Verbrauchsflexibilisierung (vgl. Kapitel 4.2.1) mit geringeren Transaktionskosten genutzt werden kann
als bei einer Vermarktung über den Großhandel. Aufgrund des engeren Kundenkontaktes können
Stromhändler bestehende Potentiale leichter lokalisieren. Bereits genutzte Lastmanagementinstrumente
(Verträge mit Spitzenlastabschaltung, insbesondere Nachtspeicherheizungen) könnten für die Integration des
Erzeugungslastganges herangezogen werden. Jedoch führt auch die direkte Vermarktung von EE über den
Stromgroßhandel zu einer Volatilität des Großhandelspreises, der es für Stromhändler und Portfoliomanager
attraktiv macht, systematisch Lastmanagementpotentiale bei ihren Kunden zu ermitteln und auszunutzen. Die
Ausnutzung wird umso intensiver sein, je größer der Kostendruck auf der Beschaffungsseite, je geringer die
Verbreitung und Laufzeit von Vollversorgungsverträgen219 und je größer die Volatilität des
Stromhandelspreises ist. Es ist zu erwarten, dass Intermediäre spezielle Kompetenzen zur Vermarktung von
Lastmanagementpotentialen entwickeln. Dies relativiert das einzige Argument gegen eine direkte
Vermarktung. Somit wird im Folgenden die direkte Vermarktung als Grundlage für die weitere Betrachtung
einer möglichen Veränderung der Marktintegrationsform gewählt.
Integration von Prozessschritten der Vermarktung und Zuordnung zu Akteuren
Die Analyse der Vermarktungsschritte von EE in Kapitel 3.5 hat vertikale und horizontale Synergien
aufgezeigt. Daher wird im Folgenden davon ausgegangen, dass die Vermarktung von EE in Deutschland von
einem oder wenigen Akteuren durchgeführt werden sollte.
Die Durchführung der Vermarktung kann prinzipiell durch folgende Akteure übernommen werden:
1. durch die ÜNB (wie bisher),
2. durch eine von den EE-Anlagenbetreibern gegründeten Vermarktungsinstitution,
3. durch eine staatliche bzw. der Regulierungsbehörde angegliederte Vermarktungsinstitution.
Zur Bewertung dieser Optionen wird untersucht, inwieweit diese Akteure vorhandene Kompetenzen zur
Vermarktung einsetzen und damit Synergien realisieren können. Außerdem werden weitere Faktoren
219 Unter einem Vollversorgungsvertrag soll hier ein Stromliefervertrag verstanden werden, der die Lieferung eines
vorab nicht genau spezifizierten Lastprofils zu einem definierten Preis vorsieht. Üblich ist nur die Festlegung von
absoluten Leistungshöchstgrenzen. Vollversorgungsverträge müssen aufgrund der Unsicherheit über die tatsächliche
zeitliche Verteilung der Stromlieferung Risikozuschläge beinhalten. Sie werden daher zunehmend durch ein aktives
103
identifiziert, die die Effizienz der Vermarktung beeinflussen. Ihre erwartete Auswirkung auf das
Vermarktungsergebnis stellt ein weiteres Bewertungskriterium dar.
Für eine Fortführung der Vermarktung durch die ÜNB sprechen die Nutzung ihrer gesammelten Erfahrungen
mit den Prozessschritten der Vermarktung und die enge Verzahnung mit ihrer Funktion als Systembetreiber.
Die unternehmensinterne Schnittstelle zwischen der Erzeugungsprognose und der operativen Netzführung
ermöglicht die Senkung von Transaktionskosten beim kurzfristigen Einsatz von Regelleistung.
Gegen die Fortführung spricht bislang ihre Integration in die Konzernstruktur mit Erzeugungs- und
Handelsunternehmen, die aufgrund der Konkurrenzsituation von EE und konventioneller Erzeugung auf dem
Strommarkt zu Interessenkonflikten führen können. Eine effiziente Vermarktung müsste somit im Rahmen
einer engen regulatorischen Überwachung durchgeführt werden. Ein weiteres Gegenargument ist, dass
insgesamt vier ÜNB Vermarktungsfunktionen wahrnehmen und somit Skaleneffekte nicht in einer Weise
ausnutzen können, wie dies eine einzige Institution könnte.
Die Zuweisung der Verantwortung für die Durchführung der direkten Vermarktung durch die EE-
Anlagenbetreiber als zweite Alternative wird aufgrund der beschriebenen Skaleneffekte zu einer
Herausbildung einer oder mehrerer Vermarktungsinstitution führen. Dies gilt insbesondere, weil die
zahlreichen Anlagenbetreiber in Deutschland in der Regel weder Stromhandelskompetenzen haben noch
bislang darauf ausgerichtet sind, Erzeugungsprognosen anzufertigen. Eine derartige evolutionäre
Entwicklung einer Institution setzt voraus, dass die Struktur der Vergütung für die EE-Anlagenbetreiber
überhaupt Anreize zur effizienten Vermarktung setzt. Auf diesen Punkt wird am Ende dieses Abschnittes
weiter eingegangen. Es ist zu erwarten, dass bereits im Stromhandel tätige Akteure im Auftrag der EE-
Anlagenbetreiber die Vermarktungsfunktionen übernehmen. Dazu werden sie die auf dem Markt erhältlichen
Dienstleistungen der Erzeugungsprognose einkaufen und schrittweise in ihre Unternehmensprozesse
integrieren, um die beschriebenen Synergien zwischen Erzeugungsprognose und Handel ausnutzen zu
können. Dies wird dazu führen, dass bei der Vermarktungsinstitution zumindest mittelfristig gleichartige
Kompetenzen vorhanden sein werden wie bei den ÜNB.
Gegen eine direkte Vermarktung durch die EE-Anlagenbetreiber spricht somit, dass sich eine
Vermarktungsinstitution in einem Suchprozess erst herausbilden muss. Diese Herausbildung konnte sich
nicht parallel zu der historischen Entwicklung der installierten Anlagenleistung vollziehen. Vielmehr würde
die Anforderung der direkten Vermarktung nach einem plötzlichen Regimewechsel eine große Anzahl von
Betreibern unvorbereitet treffen. Daher ist mit anfänglichen Ineffizienzen der Vermarktung zu rechnen.
Synergien mit der Systemführung entfallen ebenfalls bei dieser Variante. Aufgrund der erheblichen
Skaleneffekte existiert die Gefahr der Herausbildung einer oligopolistischen Marktstruktur und damit die
Möglichkeit des Missbrauchs der damit verbundenen Marktmacht. Die Anreize zu einer effizienten
Portfoliomanagement abgelöst, bei dem Lieferverträge über Blockprodukte ergänzt werden mit kurzfristig beschafften
Mengen.
104
Vermarktung werden daher als „mittel“ bewertet. Weiterhin existieren keine Synergien mit der
Systemführung.
Die Durchführung der Vermarktung durch eine staatliche Vermarktungsinstitution, die beispielsweise der
Regulierungsbehörde angegliedert sein könnte, hätte den Vorteil, dass der Missbrauch von Marktmacht der
Vermarktungsinstitution ausgeschlossen werden könnte.
Andererseits fehlen bei einer staatlichen Stelle die Gewinnanreize, so dass die Anreize zur effizienten
Vermarktung in Summe nur mit „mittel“ bewertet werden. Kompetenzen für den Handel und die
Erzeugungsprognose müssen bei der staatlichen Stelle erst aufgebaut werden. Die fehlende
Gewinnorientierung lässt hier, im Gegensatz zu der privatwirtschaftlichen Alternative, erwarten, dass die
Handelskompetenz sowie die Kompetenz zur Erstellung von Erzeugungsprognosen nur in beschränktem
Maße aufgebaut werden können, so dass hier die Einschätzung „mittel“ vergeben wird. Synergien mit der
Systemführung sind bei einer staatlichen Institution nicht vorhanden.
Tabelle 4-2: Bewertung der Kompetenzen von Institutionen bezüglich der Stromvermarktung aus EE
Kriterium
Institution Handels-
kompetenz
Kompetenz
Erzeugungs-
prognose
Synergien mit
Systemführung
Anreize zur
effizienten
Vermarktung
Übertragungs-
netzbetreiber (ÜNB)
Mittelfristig:
(O) (+) (+) (-)
EE-Anlagenbetreiber/
Privatwirtschaftliche
Institution Mittelfristig: (+) Mittelfristig:
(+) (-) (O)
Staatliche Institution (O) (O) (-) (O)
Legende: (+): gut, (O): mittel, (-): schlecht
Das Bewertungsschema zeigt, dass die privatwirtschaftliche Lösung den beiden Alternativen überlegen ist,
wenn die Bedeutung der Synergien mit der Systemführung nicht die der anderen Bewertungskriterien
überwiegen.
4.1.3.4 Ausgestaltung der Vergütungsstruktur für Erneuerbare Energien
Wie erwähnt, müssen für eine effiziente Vermarktung durch eine privatwirtschaftliche Institution
Gewinnanreize für den Vermarktungsprozess vorhanden sein. Um dies zu gewährleisten, muss der erzielte
Erlös durch die Anlagenbetreiber beeinflussbar sein und darf nicht durch eine variable Subvention auf eine
vorgegebene Höhe aufgestockt werden, wie dies in Deutschland der Fall ist.
Der Übergang zu einem Vergütungsmodell mit variabler Vergütung (d. h. mit konstanter Höhe der
Subvention) würde nicht nur den Anreiz zur einer effizienten Vermarktung bieten, sondern auch die
Koordinationswirkung der Marktpreise in Richtung der EE-Anlagenbetreiber erhalten. Im deutschen
Elektrizitätsversorgungssystem betrifft dies die mittel- und langfristige Koordination. Wie erwähnt, sind die
105
Entscheidungen über die Planung von Revisionsterminen von EE mit den Revisionsterminen der übrigen
Kraftwerke sowie dem Primärenergieangebot (z. B. den saisonalen Schwankungen der
Windgeschwindigkeiten) zu koordinieren. Langfristig sind Entscheidungen über Technologien und Standorte
von EE zu treffen, die ihre Einspeisecharakteristik beeinflussen (z. B. die räumliche Anordnung von
Windgeneratoren innerhalb eines Windparks). Mit steigendem Anteil von EE an der installierten
Kraftwerksleistung werden diese Koordinationsleistungen zur Erzielung eines Gesamtoptimums ökonomisch
relevanter.
Auf der anderen Seite entfällt beim Übergang von der in Deutschland gegebenen konstanten Vergütung zu
einer variablen Vergütung die bislang gegebene Investitionssicherheit. Die Investitionssicherheit durch
Kompensation des Marktrisikos ist ein Bestandteil des deutschen Fördermodells für EE. Fördermodelle und
die Beurteilung ihrer Wirksamkeit stehen jedoch nicht im Fokus dieser Arbeit, so dass hier auf eine
Beurteilung der Wirksamkeit dieses Modells verzichtet wird. Die Gestaltung der Struktur der
Subventionszahlungen lässt allerdings auch die Möglichkeit zu, das Marktpreisrisiko weitgehend zu
kompensieren, aber gleichzeitig die Anreize zu einer effizienten Vermarktung zu erhalten. Bei einer solchen
Lösung beträgt die Subvention die Differenz zwischen einem Referenzmarktpreis (z. B. kann ein Index an
der Strombörse als Referenz für den Marktpreis gelten) und dem festgelegten konstanten Einspeisetarif. Die
Koordinationswirkung der Marktpreise in Richtung der EE-Anlagenbetreiber entfällt bei dieser Lösung.
Fazit zur Veränderung der Marktintegrationsform
Als Zwischenfazit können folgende Punkte zur Veränderung der Marktintegrationsform von EE festgehalten
werden:
1. Durch Ablösung der indirekten Vermarktung und Einführung der direkten Vermarktung können die
Transaktionskosten des Wälzungsprozesses gespart werden.
2. Die Durchführung der Prozessschritte der Vermarktung im privatwirtschaftlichen Rahmen ist der
bisher praktizierten Vermarktung durch die ÜNB und der alternativen staatlichen Vermarktung
überlegen. Aufgrund erheblicher Skaleneffekte in den Vermarktungsschritten ist die
Anbieterkonzentration durch die Regulierungsbehörde aufmerksam zu verfolgen.
3. Um die Anreize zu einer effizienten Vermarktung zu erzielen, darf die Vergütung nicht durch einen
variablen Subventionsanteil auf einem konstanten Niveau gehalten werden. Wird aus
energiepolitischen Gründen eine Reduzierung des Marktpreisrisikos gewünscht um
Investitionsanreize zu erhalten, kann die Vergütung durch Ausrichtung an einem
Strommarktpreisindex variabel angepasst werden.
106
4.2 Koordinationsaufgaben bei der Integration von Erneuerbaren Energien in das
deutsche Elektrizitätsversorgungssystem
Einige grundlegende Merkmale des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems bestimmen
Koordinationsaufgaben, die für die Integration von EE bedeutsamen sind. In diesem Abschnitt werden die
Ausprägungen dieser Merkmale und die Auswirkungen auf die Koordinationsaufgaben in Deutschland
diskutiert. Zunächst werden das Lastmanagementpotential und für die Angebotsseite die eingesetzten
Erzeugungstechnologien dargestellt, die bereits in Kapitel 2 als bedeutsam identifiziert wurden.
Anschließend wird auf Veränderungen der Koordinationsaufgaben eingegangen.
4.2.1 Lastmanagementpotential der deutschen Elektrizitätsnachfrage
Auf Nachfrageseite ist die kurzfristige gezielte Steuerbarkeit der Last durch den Systembetreiber für die
Integration von EE von besonderer Bedeutung. Aussagen über die Höhe des deutschen
Lastmanagementpotentials und die Hemmnisse seiner Mobilisierung zu treffen ist nicht einfach. In der
Literatur finden sich vor allem im Zusammenhang mit Real-time Pricing Untersuchungen, die die
Steuerbarkeit von Lasten untersuchen und quantifizieren. Sie betreffen vor allem den Haushaltsbereich.220
Der Nettostromverbrauch in diesem Sektor hat in Deutschland einen Anteil von nur 26 % am gesamten
deutschen Nettostromverbrauch des Jahres 2001.221 Die Lastmanagementpotentiale von privaten Haushalten
und Kleinverbrauchern sind außerdem schwerer erschließbar als die der industriellen Verbraucher. Dies ist
auf die geringeren Einzelverbräuche der Haushalte und das geringe Interesse für
Kostensenkungsmöglichkeiten beim Strombezug zurückzuführen. Eine Ausnahme stellt die Nutzung von
Speicherheizungen dar, die vorwiegend zur Gebäudeheizung verwendet werden. Sie werden schon heute
zum Lastmanagement eingesetzt und dienen zu einer Vergleichmäßigung der Kraftwerksauslastung in den
Nachtstunden. Im Jahr 2001 waren 2,55 Mio. Speicherheizungen in Deutschland installiert. Ihr
Stromverbrauch betrug 24,5 TWh, was einem Anteil von 4,9 % am gesamten Nettostromverbrauch
entspricht.222 Die Geräte werden aus den Lastverteilern der Verteilungsnetzbetreiber gesteuert und nicht
direkt durch den Systembetreiber. Ihr Lastmanagementpotential besteht darin, dass eine
außentemperaturabhängige Ladeenergiemenge im Rahmen der vertraglichen Vereinbarungen zeitlich
variabel bereitgestellt werden kann.
Der Industriestromverbrauch hatte im Jahr 2001 einen Anteil von 48 % am deutschen Stromverbrauch.223 Die
Verbrauchstruktur innerhalb dieser Nutzungsgruppe ist homogener als bei privaten Haushalte und
Kleinverbrauchern. Eine systematische Quantifizierung des Lastmanagementpotentials industrieller
220 Vgl. beispielsweise Quaschning, V. (2000), vgl. auch die in Fußnote 45 angegebene Literatur.
221 Vgl. BMWA (2003), S. 27.
222 Angaben des VDEW, Anfrage vom August 2003.
223 Vgl. BMWA (2003), S. 27.
107
Stromverbraucher existiert bislang nicht.224 Punktuelle Untersuchungen weisen jedoch auf nutzbare
Potentiale hin.225
Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass in Deutschland noch ungenutzte Lastmanagementpotentiale
existieren. Sie finden sich vor allem im Bereich der elektrischen Speicherheizungen sowie im industriellen
Bereich. Die kurzfristigen Koordinationsaufgaben erstrecken sich damit auch auf die Verbraucherseite. Die
eingesetzten kurzfristigen Koordinationsinstrumente müssen daher die Letztverbraucher als Marktteilnehmer
in besonderem Maße mit einbeziehen.
4.2.2 Charakteristika und Veränderungen der in Deutschland eingesetzten
Stromerzeugungstechnologien
Die in Deutschland zur Stromerzeugung eingesetzten konventionellen Stromerzeugungstechnologien können
wie folgt gekennzeichnet werden:
- Die deutsche Elektrizitätsversorgung basiert auf großen Wärmekraftwerken. Kohle und Kernkraftwerke
tragen mit 80 % zur Bruttostromerzeugung bei.226 Einheiten > 500 MW stellen 63 % der gesamten
installierten Kraftwerksleistung dar,227
- Bei einer Vorgabe von 40 Jahren Betrieb ist aufgrund der Altersstruktur deutscher Kraftwerke zwischen
2010 und 2020 mit einem Ersatzbedarf konventioneller Kraftwerke in der Größenordnung von 10 bis
GW zu rechnen.
Einer Abschätzung des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit zufolge betrug
der Anteil EE an der Stromerzeugung im Jahr 2004 voraussichtlich etwa 10 %.228 In der EEG-Novelle 2004
wurden Ausbauziele für die Nutzung von EE zur Stromerzeugung festgelegt. Danach soll der Anteil von EE
an der Stromversorgung bis zum Jahr 2010 auf mindestens 12,5 Prozent und bis zum Jahr 2020 auf
mindestens 20 Prozent erhöht werden.229
Die erwartete Entwicklung für den Ausbau der EE ist detailliert in Abbildung 4-3 dargestellt. Aus der
Abbildung wird deutlich, dass der Zuwachs an Erzeugung vor allem im Windenergie-Offshore-Bereich
erwartet wird.
224 Eine systematische, qualitative Darstellung der Möglichkeiten des Lastmanagements findet sich in Dittmer, M.
(1989), S. 76ff.
225 Eine Untersuchung von Prengel hat beispielsweise ergeben, dass allein die deutsche Zementproduktion ein Potential
von ca. 100 MW an Minutenreserve bereitstellen kann (Prengel, R. (2002)). Dies entspricht 3 % der in Deutschland
insgesamt kontrahierten positiven Minutenreserve.
226 BMWA (2003), S. 28.
227 VDEW (1999), S. 20.
228 Die Angabe bezieht sich auf die Energiemenge, nicht auf die installierte Kraftwerksleistung. Aufgrund des
gegenüber konventionellen Kraftwerkstechnologien geringeren Nutzungsgrades von EE ist ihr Leistungsanteil an der
Stromerzeugung deutlich höher. Zahlenangabe: Pressemitteilung des BMU Nr. 243/04 "Anteil der EE klettert auf 10
Prozent am Bruttostromverbrauch".
229 Vgl. EEG (2004), § 1.
108
Abbildung 4-3: Erwarteter Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland bis 2020
Die erwartete Entwicklung des Kraftwerksparks zeigt bei einer räumlichen Betrachtung folgendes Bild:
- Die Stilllegung der Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung von ca. 22 GW bis zum Jahr 2025 führt zu
einer deutlichen Reduzierung der Kraftwerksleistung im Süden Deutschlands.
- Windkraftwerke befinden sich überwiegend in den windreichen norddeutschen Küstenregionen. Ein
weiterer Ausbau im Offshore-Bereich verstärkt diese Tendenz. Die Windenergieeinspeisung führt bereits
heute zu temporären Netzengpässen im Hochspannungsnetz (110 kV) in Schleswig-Holstein.
- Kohlekraftwerke werden aufgrund der steigenden Bedeutung von Importkohle und Transportkosten eher
im Norden Deutschlands errichtet werden.
- Aufgrund von niedrigeren Erzeugungskosten ist ein verstärkter Stromimport aus dem Ausland zu
erwarten.
Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass sich Speicherkraftwerke, die zum Ausgleich von Lastschwankungen
dienen, sich vor allem im Süden Deutschlands beziehungsweise in der Alpenregion befinden.
In einigen Gebieten im norddeutschen Hochspannungsnetz übertrifft die installierte Windenergieleistung die
Höhe der durch konventionelle Erzeuger bereitgestellten Leistung in Schwachlastzeiten. Aufgrund
bestehender Netzengpässe ist die überschüssige Leistung nicht in das überlagerte Höchstspannungsnetz
übertragbar. Einer Überlastung von Leitungen kann nur durch die Reduzierung der Ausgangsleistung der
Windenergie in Zeiten großer Windstärken behoben werden.230
230 Vgl. Luther, M. und Santjer, F. (2001).
Erzeugte
Strommenge
[Mrd. kWh/a]
0
25
50
75
100
125
150
Wasser EEG Wind an Land
Wind offshore EE-Strom außerhalb EEG
Sonstiges (Photovoltaik, Geothermie, Biomasse EEG) Nach EEG vergütete Strommenge
1991 1995 2000 2005 2010 2015 2020
109
4.2.3 Veränderungen der Koordinationsaufgaben im deutschen
Elektrizitätsversorgungssystem
Aus den bisher beschriebenen grundlegenden Merkmalen und ihren erwarteten Veränderungen folgen
Veränderungen der Koordinationsaufgaben. So ergeben sich aufgrund des erwarteten stark steigenden
Windenergieanteils an der installierten Erzeugungsleistung in Deutschland erhöhte Anforderungen an die
kurzfristige horizontale Koordination. Dabei könnten bislang nicht genutzte Lastmanagementpotentiale auf
der Verbraucherseite ausgenutzt werden. Begrenzte Übertragungskapazitäten im Hochspannungsnetz
erfordern eine vertikale Koordination, die die durch Windenergieeinspeisung verursachten z. T. kurzfristig
auftretenden Netzengpässe durch Veränderungen des Kraftwerkseinsatzes und unter Nutzung des
Lastmanagementpotentials berücksichtigt.
Langfristig ergibt sich bei gegebener räumlicher Struktur des Verbrauchs auf die Lastflüsse im Hoch- und
Höchstspannungsnetz eine Tendenz zu einer räumlichen Verschiebung der Standorte von Kraftwerken.
Aufgrund der Altersstruktur der Kraftwerke besteht somit ab dem Jahr 2010 die verstärkte Anforderung an
eine (langfristige) Koordination von Kraftwerks- und Netzausbau beziehungsweise -abbau.
Die sich in den Jahren ab 2010 schnell verändernde Struktur des Kraftwerksparks erfordert aus der
Perspektive der horizontal-zeitlichen Koordination eine Anpassung der Grund- Mittel- und Spitzenlastanteile
der Erzeugungsleistung, die die Erzeugungscharakteristik der EE berücksichtigt. Weiterhin muss der
restrukturierte Kraftwerkspark den durch den steigenden EE-Anteil wachsenden Anforderungen an die
Betriebsflexibilität gerecht werden, um eine kostenoptimale Kraftwerksfahrweise zu ermöglichen. Dieser
Aspekt der horizontal-zeitlichen Koordination gewinnt somit an Bedeutung.
In Deutschland bestimmt gegenwärtig der Ausbau der Windenergie die Notwendigkeit von Investitionen in
Netze.231 Die Mehrzahl der in den deutschen Mittelgebirgen errichteten Windenergieanlagen kann
vergleichsweise unproblematisch durch Stichleitungen an das Mittelspannungsnetz angeschlossen werden.
Der konzentrierte Ausbau der Windenergie in den windreichen Küstenregionen Deutschlands und
insbesondere die Erschließung von Offshore-Windenergie macht einen erheblichen Ausbau der
Hochspannungsnetze im Norden Deutschlands notwendig.232 Umgekehrt führt ein Ausbau von sehr
dezentralen Photovoltaikanlagen auf Hausdächern tendenziell zu einer verringerten Nutzung der
Netzkapazität des Übertragungsnetzes. Die Nettowirkung verstärkter Nutzung von EE auf den Netzausbau in
Deutschland ist bislang umstritten.233 Die Auswirkung verstärkter Einspeisung von Anlagen in das
Verteilnetz führt bei fehlender Abnahme durch Verbraucher auf der Verteilnetzebene zu einer Umkehr des
üblichen Lastflusses von Hoch- zu Niederspannungsebenen. Diese Lastflussumkehr, auf die die Netze nicht
231 Mittelfristig wird auch die Abschaltung der vor allem in Süden Deutschlands befindlichen Kernkraftwerke Einfluss
auf die Netzbelastung haben. Kraftwerksneubauten werden aufgrund der niedrigeren Transportpreise für Brennstoffe
tendenziell im Norden Deutschlands errichtet werden, so dass sich in Summe eine starke Lastverlagerung ergibt.
232 Vgl. dazu für das Gebiet der E.ON Netz GmbH Luther, M. (2002).
233 So geht Scheer von einem Rückgang der Bedeutung der Übertragungsnetze aus, (vgl. Scheer, H. (1999), während
andere Autoren eine wachsende Bedeutung dieser Netze diagnostizieren (vgl. z. B. Giebel, G. (2000)).
110
ausgelegt sind, führt zu Problemen mit der unzureichenden Auslegung der Betriebsmittel, der
Spannungsanhebung und der Schutztechnik.234 Somit wird auch durch eine Dezentralisierung der Erzeugung
neuer Koordinationsbedarf hervorgerufen.
In Summe ergibt sich aufgrund des gesetzten Ziels der Erhöhung der Anteile von EE an der
Erzeugungsleistung für alle Wertschöpfungsstufen des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems vor allem
eine Erschwerung der kurzfristigen sowie der langfristigen vertikalen Koordinationsaufgaben mit der
Wertschöpfungsstufe Transport/Verteilung.
4.3 Architektur und Durchführungsregeln der deutschen Strommärkte
Entsprechend der in Kapitel 3 definierten Kategorien der Marktformen und ihres Zentralisierungsgrades
werden in diesem Abschnitt die Elemente der deutschen Marktarchitektur sowie die Durchführungsregeln
analysiert.
In Abbildung 4-4 sind die Koordinationsaktivitäten im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem
zusammengefasst. Sie zeigt überblicksartig die Zuordnung von Akteuren zu Koordinationsprozessen, die in
unterschiedlichen Zeiträumen wirksam sind. Die Zuordnung im Status quo und mögliche Veränderungen
werden in diesem Kapitel beschrieben.
Abbildung 4-4: Koordination im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem
234 Vgl. Ramesohl, S. et al. (2002) S. 47f., Luther, M. und Santjer, F. (2001).
Erzeuger
Koordinie-
rungsinsti-
tutionen
System-
betreiber
(4 ÜNB)
Händler,
Verbraucher
Langfristig Day-ahead Intraday Echtzeit Nach Lieferung
Erzeugungs-
planung Economic dispatch,
Angebotserstellung Momentan-
optimierung Lieferung
Betrieb Börse
(Day-ahead) B
1
Handels-u. Brokergeschäfte A
Netzplanung
Regelenergie-
einsatz
Feststellung
Echtzeitpreis,
Abrechnung
Betrieb Regel-
energiemarkt C
3
Netzführung, Netzengpass-
management
Fahrplan-
management
Lastprognose für Erneuerbare Energien
EEG-Profilumwandlung und Wälzung
Verbrauchs-
planung Nachfrageprognose,
Gebotsabgabe Verbrauch
Einbau EEG-Profil
Legende:
Prozessschritte der
Vermarktung von EE
Akteure
Zeitraum
Legende: Die Buchstaben bezeichnen die Marktformen, die für die Koordinationsleistung Anwendung finden.
111
4.3.1 Gestaltung der kurzfristigen Koordination
Die kurzfristige Koordination im Zeitbereich bis zu vier Stunden vor Lieferung liegt in Deutschland in der
Verantwortung der ÜNB als Systembetreiber. Ihnen obliegt auch die wirtschaftliche Abwicklung der
Koordinationsleistungen. Die Modalitäten der Abwicklung haben sich seit Beginn der Deregulierung im Jahr
1998 stark verändert.
Bis zum Jahr 2001 wurde die Abrechnung von Fahrplanabweichungen und damit die Preisfestlegung im
Echtzeitmarkt gemäß der Verbändevereinbarung II mit von den ÜNB langfristig festgelegten Preisen
vorgenommen. Diese Preise wiesen eine asymmetrische Struktur auf. Dies bedeutet, dass für positive und
negative Abweichungen von der Fahrplananmeldung unterschiedliche Echtzeitpreise berechnet wurden.
Außerdem war ein Leistungspreis zu zahlen, wenn die Lieferabweichung von der Fahrplananmeldung ein
definiertes Toleranzband überschritten hatte. Aufgrund von wachsender Kritik an der wirtschaftlichen Praxis
wurden vom Bundeskartellamt Missbrauchsverfahren gegen die ÜNB eingeleitet.235 Bereits vorher wurden
aufgrund von Fusionsauflagen des Bundeskartellamtes bei der Fusion der Verbundunternehmen RWE und
VEW sowie von PreussenElektra und Bayernwerk zu E.ON Anfang 2001 die ersten Regelenergiemärkte
etabliert. Zum 2.1.2001 wurde von der RWE net für ihre Regelzone eine erste Ausschreibung für
Systemdienstleistungen wie Minutenreserve, Sekundärregelreserve sowie Primärregelreserve vorgenommen.
Nach Androhung von Missbrauchsverfahren durch das Bundeskartellamt erfolgte die Einrichtung von
Regelenergiemärkten in den Regelzonen von VET und EnBW TN. Seit der Aufnahme der Ausschreibungen
durch VET 1.9.2002 wird die gesamte benötigte deutsche Regelleistung am Markt ausgeschrieben.
Nachdem sich die Einführung einer Gebots- und Preisstruktur mit einteiligen Preisen als undurchführbar
erwiesen hatte (Vgl. Kapitel 3.2.3.1) wurden Regelenergiemärkte mit zweiteiliger Gebots- und Preisstruktur
eingeführt (Marktform C3). Die asymmetrische Preisbildung auf dem Echtzeitmarkt wurde nach der
Einführung von Regelmärkten aufgehoben. Die Preisbildung im Echtzeitmarkt erfolgt nun über Preise, die
sich aus dem Echtzeit-Settlement der Energiegebote des Regelenergiemarktes ergeben. Von der Preisbildung
betroffen sind die Abweichungen zwischen angemeldetem Fahrplan und gemessener Energiemenge in den
Bilanzkreisen. Die zum Ausgleich eines Bilanzkreises benötigte Energiemenge wird auch als
Ausgleichsenergie bezeichnet. Der Regelzonensaldo stellt die Summe der Bilanzkreissalden dar und
bestimmt damit die Preisbildung auf dem Echtzeitmarkt.
Der Echtzeitpreis ergibt sich also aus dem mittleren gewichteten Arbeitspreis der in Anspruch genommenen
Gebote auf dem Sekundär- und Minutenreservemarkt für jede Viertelstunde. Bei positivem Bilanzkreissaldo
wird die gegenüber der Fahrplananmeldung zuviel eingespeiste Energiemenge vergütet. Wurde zu wenig
eingespeist, ist die Differenzmenge, mit dem Echtzeitpreis bewertet, an den ÜNB zu zahlen. Dieses
Verfahren wird in den vier Regelzonen unabhängig voneinander vorgenommen. Somit ergeben sich für jede
Viertelstunde in Deutschland vier separat gebildete Echtzeitpreise. Die Leistungspreiszahlungen im
235 Vgl. zu einer ökonomischen Beurteilung des in der VVII festgelegten Verfahrens National Economic Research
Associates (NERA) (2000).
112
Regelenergiemarkt kommen bei der Preisfindung nicht zum Tragen und werden pauschal auf die
Netznutzungsentgelte umgelegt.236
4.3.2 Gestaltung der kurzfristigen vertikalen Koordination mit der Wertschöpfungsstufe
Übertragung/Verteilung
Bis zum Anstieg der Bedeutung von Windenergie in Deutschland sowie dem verstärkten Handel von
Elektrizität über die Ländergrenzen hinaus traten im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem keine
dauerhaften Netzengpässe auf, da die langfristige vertikale Koordination zwischen den
Wertschöpfungsstufen Erzeugung und Übertragung in den vertikal integrierten Verbundunternehmen
unternehmensintern sichergestellt wurde.
Windenergieausbau und die Zunahme der grenzüberschreitenden Stromflüsse haben die Bedeutung des
Netzengpassmanagements erhöht. Bei der Betrachtung der momentan verwendeten Methoden des
Engpassmanagements muss zwischen den Engpässe an Grenzkuppelstellen zu ausländischen Netzbetreibern
und den Engpässen innerhalb und zwischen den deutschen Regelzonen unterschieden werden.
Die Übertragungsrechte über Engpässe an Grenzkuppelstellen zu ausländischen Netzbetreibern werden
gemäß der Europäischen Verordnung über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden
Stromhandel237 durch Auktionen von den Systembetreibern an Stromhändler verkauft. Die einzelnen Märkte
für Übertragungsrechte werden unabhängig voneinander betrieben und sind nicht direkt mit
institutionalisierten Strommärkten gekoppelt. In der Regel finden Jahres-, Monats- und Tagesauktionen statt.
Der Großteil der Übertragungskapazität wird dabei in der Jahresauktion vergeben. Im Rahmen der Monats-
und Tagesauktionen finden lediglich kleinere Anpassungen der Kapazitäten statt. Wie in Kapitel 3.2.4.2
festgestellt wurde, sinkt die Effizienz von separierten Märkten, sobald Unsicherheiten über die
Lastflusssituation zum Lieferzeitpunkt auftreten. Praktische Relevanz hat dieser Umstand im Zusammenhang
mit der Kapazitätsvergabe an der Grenzkuppelstelle des deutschen mit dem dänischen Netz. Die
Unsicherheit über die Lastsituation ist für diese Übertragungsstelle von der Windsituation in
Norddeutschland geprägt. Mit dem erwarteten Ausbau von Offshore-Windenergie an der deutschen
Nordseeküste werden sich die Unsicherheiten noch verstärken.
Für die vertikalen Koordinationsaufgaben mit dem Übertragungsnetz zwischen und innerhalb der
Regelzonen sind in der deutschen Marktarchitektur keine transparenten Marktmechanismen vorgesehen. Zur
mittelfristigen vertikalen Koordination, wie beispielsweise die Koordination der Revisionszeiten von
Kraftwerken mit den Instandsetzungsarbeiten des Netzes, sind im TransmissionCode Vorgaben enthalten, die
in die Netzanschlussverträge der Kraftwerksbetreiber mit den ÜNB übertragen werden können.238 Diese
236 Vgl. Kapitel 3.2.4.3.
237 Vgl. Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über die
Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel, ABl.EU 2003 L 176/1.
238 Vgl. VDN (2003), S. 43.
113
Vorgaben enthalten jedoch nur Mitteilungspflichten und geben keine ökonomischen
Koordinationsmechanismen vor.
Die kurzfristige vertikale Koordination im Elektrizitätsversorgungssystem ist in Deutschland vor allem im
Zusammenhang mit der Windenergienutzung relevant.239 Die ÜNB verfügen aber nicht über einen Anreiz
zur Schaffung einer optimalen Informationsbasis zur Diagnose von Netzengpässen, die durch EE
hervorgerufen werden. Die Fahrpläne, die dem ÜNB im Rahmen des Bilanzkreismanagements day-ahead zur
Verfügung gestellt werden müssen, beinhalten keine Fahrplanprognosen für EE. In der Praxis werden daher
von den ÜNB Erzeugungsprognosen für EE durchgeführt, die in Netzsicherheitsberechnungen einfließen.
Wie im Kapitel 4.1.2.2 festgestellt wurde, haben die ÜNB nur begrenzte Anreize zur Minimierung des
Bezugs von Reserveleistung. Dies begrenzt auch ihren Anreiz, möglichst genaue Erzeugungsprognosen zu
erstellen, die den Einsatz von Reserveleistung minimieren könnten.
Weiterhin stehen den ÜNB nicht die Informationen und Instrumente zur Verfügung, die sie zu einer
wirtschaftlich optimalen Behebung von Netzengpässen benötigen. Wie in Kapitel 4.1.2.2 ausgeführt, werden
Reservedienstleistungen nicht in einer definierten räumlichen Verteilung kontrahiert, so dass ihr Einsatz zur
Beseitigung von Netzengpässen nur sehr bedingt möglich ist.240 Aufgrund der dezentralen Marktarchitektur
des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems liegen den deutschen ÜNB keine Informationen über Höhe
und Struktur der Erzeugungskosten der Kraftwerke vor. Der über den Einsatz von Reservedienstleistungen
hinausgehende physikalische Durchgriff auf andere Erzeuger zur Behebung des Netzengpasses kann daher
nicht effizient erfolgen.
Als Reaktion auf diese Defizite der Marktarchitektur wurde von E.ON Netz im August 2003 unter dem
Namen „Erzeugungsmanagement“ ein Verfahren etabliert, das dem ÜNB einen physikalischen Durchgriff
auf EE gewährt. Dieses Verfahren wurde im Rahmen der EEG-Novellierung 2004 gesetzlich verankert. Das
Gesetz sieht in § 4 (Abnahme und Übertragungspflicht) vor, dass Anlagenbetreiber und Netzbetreiber
vertraglich vereinbaren können, vom Grundsatz der Abnahmepflicht durch den ÜNB abzuweichen, wenn
dies der besseren Integration der Anlage in das Netz dient. Die Durchführung von Erzeugungsmanagement
bedeutet, dass der ÜNB beim Vorliegen von Netzengpässen EE zur Reduzierung der Erzeugungsleistung
veranlasst, so dass der Engpass behoben wird. Voraussetzung für das Verfahren ist das Bestehen einer
Vereinbarung zwischen ÜNB und Anlagenbetreiber. Zur Beurteilung der Effizienz des Verfahrens wird
zunächst das Verhalten der Marktteilnehmer unter den Rahmenbedingungen der EEG-Novelle 2004
betrachtet.
239 Vgl. dazu Kapitel 2.5.2.
240 Aufgrund der definierten räumlichen Verteilung kann Sekundärregelreserve eingesetzt werden, um Engpässe
zwischen den Regelzonen zu beheben. Minutenreserve dagegen kann Regelzonen übergreifend bereitgestellt werden
Eine darüber hinausgehende Behebung von Netzengpässen hängt von der realisierten räumlichen Verteilung der
Anbieter von Reservedienstleistungen ab, die sich aus den Auktionsergebnissen ergibt. Gemäß den im
TransmissionCode verankerten Regelungen, die eine Grundlage für die Netzanschluss- und Netznutzungsverträge der
Anschlussnehmer mit den Systembetreibern darstellen, ist es den Systembetreibern gestattet, über den Einsatz von
Reservedienstleistungen hinausgehenden physischen Durchgriff auf Erzeuger und Verbraucher zu nehmen, wenn dies
die Netzsicherheit erfordert. Vgl. VDN (2003), S. 4
114
Bei hoher Netzauslastung durch Elektrizität aus EE kann der Netzbetreiber nach § 4 Abs. 3 den
Netzanschluss der EE von der Installation einer Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung bei
Netzüberleistung abhängig machen. Weiterhin ist er nur dann zur Abnahme von Strom aus EE verpflichtet,
wenn dies seine Netzsituation zulässt. Bei Netzüberlastung kann er somit allein auf Grundlage dieser
Bestimmungen eine Reduzierung der Erzeugungsleistung erwirken. De facto ist eine explizite Vereinbarung
zwischen Anlagenbetreiber und ÜNB nicht mehr notwendig. Eine wichtige Komponente einer solchen
Vereinbarung könnten aber Regelungen über Kompensationszahlungen aufgrund von Einkommenseinbußen
sein, die der EE-Erzeuger durch das Erzeugungsmanagement hinnehmen muss. Die Höhe von
Kompensationszahlungen ist im Gesetz nicht festgelegt und wird somit in Verhandlungen zwischen EE-
Erzeuger und Netzbetreiber festgelegt. Die Verhandlungspositionen von ÜNB und EE-Erzeuger sind dabei
wie folgt:
Die Zahlungsbereitschaft von ÜNB hinsichtlich Kompensationszahlungen ist abhängig von der Regulierung
der Netznutzungsentgelte. Die momentane Regulierungsregel, die kein explizites price-cap, sondern lediglich
eine Kalkulationsregel für die Netznutzungsentgelte vorgibt, führt im Kombination mit der Bestimmung im
EEG, die eine Umlage auf die Netznutzungsentgelte erlaubt (§ 4 Abs. 1, Satz 4 EEG (2004), prinzipiell zu
einer hohen Zahlungsbereitschaft des ÜNB. Andererseits führt die Erhöhung der Netznutzungsentgelte, die
eine Umlage nach sich zieht, prinzipiell zu wachsendem politischen Druck hin zu einer präziseren
Regulierung. Weiterhin haben die deutschen ÜNB grundsätzlich kein besonderes Interesse am Netzanschluss
von EE, da für die Durchleitung von Elektrizität aus EE keine Netzentgelte berechnet werden. Die
Durchleitung von Strom aus EE, zu der die ÜNB verpflichtet sind, bedeutet eine Verdrängung von Strom aus
konventionellen Energiequellen, die Netznutzungsentgelte erbringen. Zusammen mit der oben beschriebenen
de facto fehlenden Notwendigkeit des Abschlusses einer Vereinbarung führt dies dazu, dass ÜNB bei der
Verhandlung um Kompensationszahlungen nur eine minimale Zahlungsbereitschaft haben. Da die EE-
Anlagenbetreiber auf den Netzanschluss angewiesen sind, werden sich auf Basis dieser Überlegungen als
Ergebnis einer Verhandlung Kompensationszahlungen nahe Null ergeben.
Dieses Ergebnis entspricht dem einer theoretischen reinen Marktlösung: Verdrängt die angebotene Leistung
des EE-Anlagenbetreibers mit marginalen Kosten von nahe Null die konventionelle Erzeugungsleistung in
dem durch den Netzengpass begrenzten Markt, so ergibt sich beim Vorliegen von Wettbewerb im
Engpassgebiet sogar ein Marktpreis für die gesamte Erzeugungsleistung von nahe Null.
In Summe stellt die gesetzliche Verankerung des Erzeugungsmanagements im EEG eine Verbesserung
gegenüber dem Status quo ante dar, da sie durch die Einräumung der Möglichkeit einer bilateralen
Vereinbarung zum Erzeugungsmanagement, die vom Grundsatz der Abnahmeverpflichtung abweicht,
Rechtssicherheit für ÜNB und die Anlagenbetreiber bietet. Jedoch fehlen weiterhin
Koordinationsmechanismen, die eine wirtschaftliche Optimierung der Erzeugung unter Einbeziehung von
marginalen Erzeugungskosten erlauben.
115
4.3.3 Durchführungsregeln der deutschen Regelmärkte
Innerhalb Deutschlands sind die Differenzen der Durchführungsregeln für dem Regelmarkt erheblich: Sie
unterscheiden sich in den Anforderungen der Präqualifikation, in der Produktabgrenzung, in den Bid-
Evaluation und Settlement-Regeln und in der Vergütung der Anbieter. In Tabelle 4-3 sind die wesentlichen
Handelsmodalitäten auf dem Regelmarkt vergleichend gegenübergestellt.
Tabelle 4-3: Vergleich der Durchführungsregeln der vier deutschen Regelmärkte
Anforderungen der Präqualifikation: Mindestleistung, -
einsatzdauer, -regelgeschwindigkeit Produkt-
abgrenzung
[Uhrzeiten]
Vergabe-
kriterium Vergütung des
Anbieters im
Regelmarkt
ÜNB
Primärregel-
leistung (PR) Sekundärregel
leistung (SR) Minutenreserve-
leistung (MR)
E.ON
Netz ± 10 MW,
Mind. HT/NT-Zeit
eines Tages
30 MW, 2 %
/min, mind.
HT/NT-Zeit
100 MW, HT/NT-
Zeit
HT: Mo.- Fr. 6-
22 Uhr; Sa, So,
Feiert. 8 –13
Uhr
NT: übrige Zeit
Leistungs-
preisgebote
Marginaler
Arbeitspreis,
gebotener
Leistungspreis
(MCP)
EnBW
TN ± 10 MW, ± 2 % der
Nennleistg. einer
Erzeugungseinheit, >
6h
30 MW, 2 %
/min, hydraul.
2% /s
30 MW,
> 4 h
HT: Mo-Fr, 8 –
20 Uhr
NT: übrige Zeit
Optimierungs
algorithmus
Gebotener
Arbeits- und
Leistungspreis
(Pay-as-bid)
RWE
net 30 MW, > 6 h
± 2 MW
± 30 MW, 2
%/min
> 4 h
30 MW,
> 4 h
SR: HT, NT,
Werk vs.
Feiertage
MR: 0 – 4, 4 –
8, 8 - 16, 16 –
20, 20 – 24.
Optimierungs
algorithmus
Gebotener
Arbeits- und
Leistungspreis
(Pay-as-bid)
VET ± 10 MW,
± 2 % der
Nennleistg. einer
Erzeugungseinheit
20 MW,
2%/min, 4
MW/min, > 4 h
30 MW
> 4h
PR, SR:
0-8, 8-20, 20-
24
MR:
vierstündige
Blöcke: 0-4, 4-
8 usw.
Optimierungs
algorithmus
Gebotener
Arbeits- und
Leistungspreis
(Pay-as-bid)
Die Koordination von Stromlieferungen im Zeitrahmen von weniger einem Tag im Voraus und damit nach
Fahrplananmeldung (intraday), erfolgt bilateral beziehungsweise über OTC Plattformen einiger Händler.
Eine weitergehende Institutionalisierung dieses Marktes ist bislang nicht erfolgt. Intraday-Geschäfte ziehen
Fahrplanänderungen nach sich. In der Verbändevereinbarung II+ ist ein vorläufiger Verfahrensablauf dafür
skizziert. Dieser sieht die Anmeldung der Fahrplanänderungen nur zu diskreten Zeitpunkten vor. Der
zeitliche Vorlauf der Änderung zum Beginn des Lieferzeitraumes für den die Änderung wirksam werden
soll, muss mindestens drei Stunden betragen. Diese Einschränkungen sind Gründe dafür, warum der
intraday-Markt bislang eine untergeordnete Rolle spielt und eine weiter gehende Institutionalisierung (wie
beispielsweise die Anbindung an die Strombörse EEX) bislang zwar diskutiert, aber noch nicht umgesetzt
wurde.
116
Kontrakte für den Lieferzeitraum day-ahead sowie langfristigere Forward-Kontrakte werden bilateral oder
über die Strombörse EEX abgewickelt. Es besteht somit keine Verpflichtung zu einer institutionalisierten
Abwicklung der Transaktionen.
4.4 Marktergebnisse der kurzfristigen Koordinationsinstrumente
Nach der Beschreibung der Marktarchitektur und Durchführungsregeln in kurzfristigen Strommärkten, wird
das sich daraus ergebende Verhalten und die Marktergebnisse analysiert. Die Ergebnisse kurzfristiger
Koordination im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem drücken sich in den Marktpreisen im
Regelenergie- und Echtzeitmarkt aus. Da die kurzfristigen Koordinationsaufgaben des Marktes für eine
effiziente Integration von EE in das Elektrizitätsversorgungssystem besonders relevant sind, erfolgt für den
deutschen Markt in diesem Abschnitt eine detaillierte Betrachtung von Marktverhalten und Ergebnissen in
diesem Bereich.
Die Größenordnungen der von den ÜNB auf die Netznutzer umgelegten Beträge zur Bereitstellung von
Reserveleistungen sind nicht unerheblich. Allein für die Bereitstellung von Regelenergie im RWE
Netzgebiet wurden vom 1.8.2001 bis zum 31.7.2002 Leistungskosten in Höhe von ca. 240 Mio € vergütet
und auf die Netznutzungsentgelte umgelegt. Damit liegen die deutschlandweit anfallenden Beträge in einer
Größenordnung von 680 Mio. € pro Jahr. Hinzu kommen die Beträge, die Bilanzkreisverantwortliche
aufgrund ihrer Fahrplanabweichungen an den ÜNB zahlen müssen beziehungsweise bei einer positiven
Abweichung von ihm erhalten.
Es ist daher zu überprüfen, ob die praktizierten Ausschreibungsverfahren zu Ergebnissen führen, die unter
den Bedingungen des Wettbewerbs zu erwarten sind oder ob durch fehlerhafte Ausschreibungsmodalitäten
oder Ausnutzung von Marktmacht unangemessene Entgelte berechnet werden. Dies würde wiederum für EE
eine Benachteiligung bedeuten. Ziel der Analyse ist, festzustellen, inwieweit ein funktionsfähiger Markt
entstanden ist, der den Intentionen des Bundeskartellamtes entspricht. Zum einen geschieht dies durch eine
Analyse der bestehenden Preisreihen im day-ahead- und Reservemarkt, zum anderen wird das Bietkalkül
durch ein einfaches Kostenmodell überprüft. Aus den ersten Erfahrungen mit dem Markt können eventuell
Entwicklungen auf den übrigen Märkten antizipiert werden.
Um zu einer umfassenden Aussage zu gelangen, inwieweit die Höhe der erzielten Ausschreibungsergebnisse
vor dem Hintergrund der Bemühungen um wettbewerbskonforme Preise zu rechtfertigen sind, reichen die
von den ÜNB veröffentlichten Daten nicht aus. Es können auf dieser Grundlage daher nur Tendenzaussagen
getroffen werden.
117
4.4.1 Marktergebnisse des Regelenergiemarktes
Der Regelenergiemarkt umfasst die Ausschreibung von Primär- und Sekundärregelleistung sowie von
Minutenreserve. Die Ergebnisse dieser Ausschreibung werden im Folgenden diskutiert.241
4.4.1.1 Primärregelleistung
Die Ergebnisse der Ausschreibungen für Primär- und Sekundärregelleistung sind bislang nur von RWE net
für einen bestimmten Zeitraum detailliert veröffentlicht worden. Die übrigen Netzbetreiber geben nur
Mittelwerte oder Preisspannen an.
Für Primärregelleistung wird aufgrund der starken Schwankungen des Energieeinsatzes nur ein
Leistungspreis geboten. Da es sich um symmetrische Bänder handelt und bereitstellende Kraftwerke
inframarginal sind, kann man als Opportunitätskosten der Bereitstellung die day-ahead-Preise für den
positiven Teil des Regelbandes ansetzen. Für die Ausschreibungsperiode von einem halben Jahr muss der
entsprechende Forward als Referenzniveau angelegt werden. Es zeigt sich, dass die erzielten Ergebnisse, die
im Mittel bei etwa 55 €/kW für den halbjährlichen Ausschreibungszeitraum liegen, bei einer Umrechnung
der Leistung auf die potentiell am Zukunftsmarkt zu verkaufenden Energiemenge die Opportunitätskosten in
der Größenordnung des Terminmarktpreises der EEX widerspiegeln.
4.4.1.2 Sekundärregelleistung
Die Ergebnisse der ersten beiden Ausschreibungsrunden durch die RWE net AG ergaben für das positive
Regelband mittlere, auf eine Stunde umgerechnete Leistungspreise von etwa 6 €/MWh und Arbeitspreise
von 25 €/MWh (NT) bis 50 €/MWh (HT). Die Leistungspreise haben sich in der dritten, die Arbeitspreise
bereits in der zweiten Ausschreibungsrunde fast verdoppelt und liegen in der vierten Runde für die HT-Zeit
im Mittel bei einem Leistungspreis 11 €/MW·h und einem Arbeitspreis von 95 €/MWh. Die
Ausschreibungsergebnisse der übrigen ÜNB liegen auf ähnlichem Niveau.
Aus den genannten Zahlen wird deutlich, dass die etwa den day-ahead-Preisen äquivalenten
Opportunitätskosten nicht den Leistungspreisen entsprechen, sondern teilweise in den Arbeitspreisen
enthalten sein müssen. Unter Vernachlässigung von Transaktions- und Startkosten und unter Annahme eines
Brennstoffkostenniveaus kann ein äquivalenter Benutzungsgrad ermittelt werden, der anzeigt, wie hoch die
Auslastung der Reserveleistung sein muss, um auf dem Reservemarkt äquivalente Erlöse wie im day-ahead-
Markt zu erzielen. Tatsächlich reflektiert das gestiegene Preisniveau der Regelenergie die anziehenden
Forward Preise für das zweite Halbjahr 2002 und ergibt einen äquivalenten Benutzungsgrad der
Sekundärregelleistung in Höhe von 10 %, der etwa dem realen Benutzungsgrad entspricht.
Die erzielten Leistungspreise für die Bereitstellung des negativen Sekundärregelbandes sind von anfänglich
1 €/MW·h auf das Niveau von 2 bis 3 €/MW·h gestiegen, EnBW TN gibt die Spanne sogar von 3 bis 6
241 Vgl. Nabe, Ch. und Riemann, H. (2002).
118
€/MW·h an. Gleichzeitig werden Leistungsreduzierungen mit Arbeitspreisen von nahe Null vergütet –
ausgehend von einem anfänglichem Niveau von 15 bis 20 €/MWh. Ausgehend von der Überlegung, dass für
die Leistungsreduzierung Arbeitspreise in der Größenordnung der ersparten Brennstoffkosten gezahlt werden
können, stellt das Marktergebnis kein Ergebnis dar, was in einem wettbewerblichen Umfeld erzielt werden
würde.
4.4.1.3 Positive Minutenreserve
Für die Auswertung der Ausschreibungsergebnisse der positive Minutenreserve wird auf die von RWE net
mit Mengen- und Preisangaben veröffentlichten Gebote zurückgegriffen, da die übrigen ÜNB nur mittlere
Preise beziehungsweise Preisspannen veröffentlichen. RWE net hat seine Veröffentlichungspraxis zum
31.10.2002 der Praxis der übrigen ÜNB angepasst.
Abbildung 4-4 und Abbildung 4-5 geben exemplarisch einen Eindruck des Verlaufs der Leistungs- und
Arbeitspreisgebote für inkrementelle Minutenreserve mit dem Bereitstellungszeitraum von 16 bis 20 Uhr.
Eine Differenzierung nach berücksichtigten und nicht berücksichtigten Geboten ergibt keine wesentliche
Veränderung der Darstellung.
Abbildung 4-5: Leistungspreisgebote für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr
119
Abbildung 4-6: Arbeitspreisgebote für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr
Im Verlauf zeigt sich ein ausgeprägter Wochenzyklus, der dem wöchentlichen Verlauf der Lastkurve und
auch dem Verlauf der day-ahead-Preiskurve ähnelt. Da für die positive Minutenreserve hinsichtlich der
Beziehung zum day-ahead-Markt analoge Überlegungen wie bei der Sekundärregelreserve gelten, ist dies zu
erwarten. Zusätzlich ist zu erwarten, dass Gasturbinenkraftwerke mit sehr niedrigen Leistungs- und hohen
Arbeitspreisen in den Markt bieten.
Der Vergleich der Verläufe der Leistungspreisgebote veranschaulicht eine interessante Beziehung zum
abgebildeten Verlauf des day-ahead-Preises, der über den Bereitstellungszeitraum gemittelt wurde. Die
Niveauverschiebung des day-ahead-Preises im Dezember führt zu einer Niveauverschiebung der
Leistungspreise und anschließend zu einem weiteren Anstieg, der nur langsam abfällt. Eine ähnliche
Konstellation, wenn auch abgeschwächt, ist Ende Juni 2002 zu beobachten. Die Arbeitspreise folgen den
Preissprüngen, ohne allerdings auf ihr vorheriges Niveau zurückzufallen. Beide Verhaltensweisen deuten auf
Lerneffekte und geringe Wettbewerbsintensität im Markt hin.
Wie bereits im Zusammenhang mit der Sekundärregelleistung diskutiert, ist allerdings nur die Kombination
der Gebote zur Bildung des Zusammenhangs mit dem day-ahead-Markt relevant für das Erlöspotential im
Regelmarkt. Unter Annahme von Brennstoffkosten in Höhe von 15 €/MWh zeigt Abbildung 4-6, dass die
äquivalenten Benutzungsgrade im Zeitverlauf in negative Bereiche geraten. Dieses Ergebnis bedeutet, dass
keine Energielieferungen im Echtzeitmarkt nötig sind, um im Regelmarkt beziehungsweise im Echtzeitmarkt
größere Gewinne zu erwirtschaften als im day-ahead-Markt. Die tatsächliche Auslastung der Minutenreserve
in der RWE Regelzone hat sich nach maximalen Auslastungsgraden in der Größenordnung von 10 % im
Dezember 2001 auf Werte um 5 % stabilisiert.
120
Abbildung 4-7: Verlauf des äquivalenten Benutzungsgrades für positive Minutenreserve, 16 bis 20 Uhr
4.4.1.4 Negative Minutenreserve
Den Verlauf der Leistungspreisgebote für die Bereitstellung negativer oder dekrementeller Minutenreserve
zeigt Abbildung 4-8. Es zeigt sich ein deutlich anderes Verhalten als bei der positiven Minutenreserve. Das
Nachtprodukt 0 bis 4 Uhr liegt auf einem deutlich höheren Niveau als die Taggebote, ebenso die
Wochenenden. Dieses Verhalten könnte Kosten reflektieren, die durch Betrieb von zusätzlichen Kraftwerken
zur Bereitstellung der Reserve anfallen. Der insgesamt ansteigende Verlauf des Preisniveaus lässt sich
jedoch aus fundamentalen Überlegungen heraus nicht rechtfertigen. Das Niveau der Arbeitspreisgebote hat
sich, ähnlich wie bei der negativen Sekundärregelreserve beschrieben, einem Niveau nahe 0 €/MWh
angenähert. Für die Minutenreserve gelten analoge Überlegungen.
121
Abbildung 4-8: Leistungspreisgebote für negative Minutenreserve, verschiedene Produkte
Die Anzahl der Marktteilnehmer ist in den skizzierten Märkten gering. So gehen für die
Minutenreserveprodukte lediglich zwischen 8 und 11 Gebote ein, von denen die über 60 % den Zuschlag
erhalten. Die geringe Anzahl von Geboten ist zum Teil auf die technischen Anforderungen an die
Erzeugungseinheiten zurückzuführen, zum Teil auf die frühe Entwicklungsphase des Marktes. Die für
Anbieter attraktiven herrschenden Preisniveaus sollten auch hier weitere Marktteilnehmer anziehen.
Das Bundeskartellamt hat aufgrund von einer Kartellamtsbeschwerde des Verbandes für Industrielle
Kraftwirtschaft (VIK), der sich gegen die hohen Regelenergiepreise richtete, im Februar 2003 ein
Kartellamtsverfahren gegen die ÜNB RWE net und E.ON Netz eingeleitet.242 Bis zum Mai 2004 wurde in
der Angelegenheit noch keine Entscheidung getroffen. Der lange Bearbeitungszeitraum deutet darauf hin,
dass seitens der Regulierungsbehörde die notwendige Informationsbasis sowie das Methodenwissen erst
noch aufgebaut werden muss.
4.4.2 Verhalten und Ergebnisse des Echtzeitmarktes: Arbitrage zwischen day-ahead-
Markt und Echtzeitmarkt
Abbildung 4-9 zeigt den Verlauf des Echtzeitpreises in der RWE Regelzone. Es ist erkennbar, dass er
zwischen zwei Preisniveaus schwankt: Das obere Niveau entspricht den Energiepreisgeboten positiver
Sekundärregel- beziehungsweise Minutenreserve. Das untere Niveau entspricht analog den
Energiepreisgeboten negativer Sekundärregel- beziehungsweise Minutenreserve.
242 Vgl. Bundeskartellamt (2003b).
122
Abbildung 4-9: Verlauf des Echtzeitpreises in der RWE Regelzone mit gleitendem Durchschnitt
Es ergibt sich im Mittel ein mittleres Preisniveau des Echtzeitmarktes, das über dem Niveau auf dem day-
ahead-Markt liegt. Der resultierende Erwartungswert liegt über dem mittleren day-ahead-Preis. Dies führt zu
einem systematischen Anreiz zum Verkauf auf dem Echtzeitmarkt, d.h. zu einer geplanten
Fahrplanabweichung durch „Überspeisung“ – einem „fat boy trade“. Überspeisungen haben die Wirkung, die
Wahrscheinlichkeit für einen Regelzonenüberschuss zu erhöhen und damit den Erwartungswert des
Echtzeitpreises zu senken, bis er dem day-ahead-Niveau entspricht.
Arbitrage im engeren Sinne liegt bei diesen Geschäften nicht vor, da der Echtzeitpreis im Zeitpunkt der
Überspeisung dem Akteur nicht bekannt ist. Er kann nur auf Grundlage einer Annahme über das Vorzeichen
des Regelzonensaldos und seiner Risikopräferenz eine optimale Entscheidung über das Ausmaß der Über-
oder Unterspeisung treffen. Das Gleichgewicht kann daher als Nash-Gleichgewicht bei gemischten
Strategien bezeichnet werden243.
243 Vgl. zum Nash-Gleichgewicht bei gemischten Strategien Varian, H. R. (1995), S. 458.
123
Abbildung 4-10: Verlauf der Regelzonenabweichung in der Regelzone der von RWE net
Der in Abbildung 4-10 skizzierte Verlauf der Regelzonenabweichung macht deutlich, dass die
Arbitragemöglichkeiten seit Anfang Dezember von Marktteilnehmern ausgenutzt werden. Begrenzend wirkt
hier nur die „Missbrauchsregelung“ durch RWE net, die Fahrplanabweichungen nur bis maximal 20 %
toleriert. Würden Missbrauchsregelungen nicht greifen, so würde durch den verstärkten Einsatz von
negativer Regelenergie das Mittel der Echtzeitpreise weiter sinken und den Anreiz zur Überspeisung bis hin
zu einem Gleichgewichtsniveau abschwächen.
Das Marktergebnis, das sich aus dem Verhalten der Marktteilnehmer ergibt, ist nur im Rahmen der geltenden
Marktarchitektur und Durchführungsregeln effizient. Der Anreiz, auf Transaktionen im day-ahead-Markt zu
verzichten und somit Informationen über das geplante Verhalten in Form von Fahrplaninformationen dem
Markt vorzuenthalten ist jedoch ineffizient, da diese Informationen Kosten senkend beim Dispatch
berücksichtigt werden könnten. In Bezug auf eine Integration von EE in den day-ahead-Markt würde ein
ökonomisch rationales Marktverhaltens bedeuten, auf Prognosen der Erzeugungsleistung zu verzichten und
die gesamte Stromproduktion auf dem Echtzeitmarkt zu verkaufen.
Die Begründung für dieses ineffiziente Ergebnis liegt in den überhöhten Preise im Regelmarkt, die im
vorherigen Abschnitt dargestellt wurden. Andererseits würde auch bei funktionierendem Wettbewerb auf
dem Regelmarkt Arbitrage zu einem ineffizienten Ergebnis führen, da aufgrund der pauschalen Umlage des
im Regelmarkt gezahlten Leistungspreises auf die Netznutzungsentgelte der aus den Arbeitspreisgeboten
gebildete Echtzeitpreis nicht die wahren Kostensituation widerspiegelt. Wie erwähnt, wurde der Auflage des
Bundeskartellamtes zur Einführung von rein arbeitspreisbasierten Regelmarkt- und Echtzeitpreisen nicht
entsprochen.
Werden die Marktergebnisse in direkte Beziehung zu den zu den Koordinationsleistungen gesetzt, die für
eine effiziente Integration von EE zu leisten sind, lässt sich ableiten, dass die Echtzeitpreise kein
zuverlässiger Indikator für Angebots- und Nachfragesituation in Echtzeit sind. Aufgrund des hohen
124
Preisniveaus im Echtzeitmarkt würden im Vermarktungsprozess von EE durch die Anlagenbetreiber
tendenziell zu hohe Strommengen aus EE im Echtzeitmarkt angeboten. Dagegen würde die im day-ahead-
Markt vermarktete Menge sinken. Daraus folgt eine weitere Erhöhung der bereitzustellenden Regeleistung.
4.5 Veränderungen der kurzfristigen Koordinationsinstrumente
Die Analyse der für die Integration von EE bedeutsamen kurzfristigen Strommärkte in Deutschland hat
erhebliche Defizite bei der Marktgestaltung gezeigt. Bereits einfache Maßnahmen können die
Koordinationsaufgaben dieser Strommärkte wesentlich verbessern und somit eine effizientere Integration
von EE gewährleisen. Die wesentlichen Festlegungen der Marktarchitektur betreffen den
Zentralisierungsgrad der Forward-Märkte, der unter der Berücksichtigung der wachsenden Koordinations-
anforderungen für EE zu definieren ist.
4.5.1 Zuschnitt der Regelzonen und Organisation des Regelmarktes
In Kapitel 4.1.2.2 wurden die mögliche Reduzierung der bereitzustellenden Reserveleistung durch eine
Zusammenlegung der Regelzonen diskutiert. Dies bedeutet nicht zwangsläufig eine Zentralisierung aller
Netzführungsfunktionen, sondern lediglich den Zugriff aller Systembetreiber als netzführende Stellen auf
einen gemeinsamen Regelleistungspool. Gegen eine Zusammenlegung von Regelzonen wird häufig
angeführt, dass damit die Möglichkeit des Netzengpassmanagements zwischen den Regelzonen entfallen
würde. Möglichkeiten des Netzengpassmanagements müssen jedoch innerhalb eines umfassenderen
Konzeptes festgelegt werden, das auch das Management von Netzengpässen innerhalb von Regelzonen
umfasst. Somit gibt es keine Gründe, die gegen eine Zusammenlegung sprechen.
Mit der Zusammenlegung der Regelzonen wird der Regelenergiemarkt zentralisiert, also der
Regelenergiemarkt (Ausschreibungen der Regelleistung) von einer einzigen Institution durchgeführt.
Darüber hinaus muss diese Institution folgende Funktionen wahrnehmen:
• Festlegung von einheitlichen Präqualifikationsanforderungen für die Anbieter von Regelleistung
(siehe Kapitel 4.5.3),
• Tägliche Festlegung der absolut erforderlichen Höhe bereitzustellender Sekundärregelleistung
und Minutenreserve,
• Festlegung von Gebotszonen zur räumlich definierten Bereitstellung von Regelleistung in
Abhängigkeit von den zu erwartenden Engpassgebieten.
Mit der Zusammenlegung der Regelzonen wird auch das Fahrplanmanagement zentralisiert. Da mit der
Zusammenführung der Regelmärkte auch die Abrechnung der Fahrplanabweichungen zu einem einheitlichen
Preis erfolgt, entsteht ein einheitlicher Echtzeitpreis für die gesamte deutsche Regelzone, falls keine
Netzengpässe vorliegen.
Wie in Kapitel 4.4.1 festgestellt wurde, besteht eine Arbitragebeziehung zwischen dem Regelmarkt und dem
day-ahead-Markt. Folglich könnte eine Angliederung dieser Institution an die bestehende Strombörse EEX,
125
die day-ahead-Koordination ausführt, zur Senkung von Transaktionskosten beitragen wenn z. B. die
Möglichkeit einer gemeinsamen Gebotsabgabe für beide Märkte geschaffen wird. So könnte bei Nicht-
Berücksichtigung eines Gebots im day-ahead-Markt eine automatische Übernahme des Gebots in den
Regelenergiemarkt realisiert werden. Diese Marktintegration kann auf den intraday-Markt ausgeweitet
werden.
Bei der Integration von kurzfristigen Märkten wie day-ahead-, intraday- und Regelenergiemarkt stellt sich
die Frage, ob von der Koordinationssinstitution Vorgaben für eine Gebots- und Preisstruktur getroffen
werden sollten. Da, wie in Kapitel 3.2.3.1 dargelegt, mehrteilige Gebote Risiken vermindern, die aus
Kraftwerksinflexibilitäten resultieren und Kraftwerksinflexibiliäten bei der Zunahme der Volatilität der
Restlast an Bedeutung gewinnen sollte die Möglichkeit der Erweiterung der Gebotsstruktur von einteiligen
Geboten hin zu mehrteiligen Geboten eingeräumt werden. Durch diese Maßnahme werden die in den
Geboten enthaltene Risikoaufschläge vermindert und die Attraktivität des zentralisierten Marktes wird
gesteigert. Auf die Zahlung von mehrteiligen Preisen (Marktform mit Index 3), sollte jedoch im zentralen
day-ahead und intradav-Markt im Hinblick auf die negativen langfristigen Anreizwirkungen („Zementierung
der Inflexibilitäten“) verzichtet werden.
4.5.2 Veränderungen des Netzengpassmanagements
Das Ziel des Netzengpassmanagement ist eine kostenoptimale Koordination des Kraftwerkseinsatzes mit
dem Netzbetrieb unter Berücksichtigung des Engpasses. Der Ausbau der Windenergie führt zu temporären
Netzengpässen, die mit Hilfe der Winderzeugungsprognose bedingt vorhersehbar sind.
Es existieren zwei prinzipielle Alternativen für die Gestaltung des Koordinationsinstrumentes
Netzengpassmanagement: Das Einheitspreissystem und das Zonenpreissystem. Bei der Implementierung
eines Einheitspreissystems (uniform pricing approach) müssten die Netzengpässe durch den Systembetreiber
durch Gegengeschäfte kompensiert werden. Diese müsste unter Berücksichtigung der
Prognoseunsicherheiten auf dem Regelenergie- oder day-ahead-Markt abgeschlossen werden. Durch den
Einheitspreis werden jedoch falsche Preissignale gesetzt, die die Effizienz der langfristigen Koordination
vermindern. Diese fehlerhaften Allokationswirkungen können am Beispiel der Netzgebiete deutlich gemacht
werden, in denen zu Schwachlastzeiten und hohen Windgeschwindigkeiten die Windenergie andere Erzeuger
vollständig verdrängt und darüber hinaus einer Lastflussumkehr über die Kuppelleitungen zum
Höchstspannungsnetz erfolgt, bis das Erzeugungsmanagement greift. (Vgl. Kapitel 4.3.2). Sollte das
Erzeugungsmanagement durch einen marktkonformen Mechanismus im Rahmen eines Einheitspreissystems
ersetzt werden, müsste der Systembetreiber dekrementelle Reserve (Leistungsreduzierung) nachfragen.
Neben vermutlich wenigen Verbrauchern, die eine Leistungssteigerung anbieten können, sind es nur die
Windenergie-Anlagenbetreiber selbst, die dieses Produkt anbieten können. Ohne weitere Regulierung würde
die Preisfindung zwischen einem Quasi-Angebotsmonopolisten und der unelastischen Nachfrage des
Systembetreibers stattfinden und zu hohen Preisen führen. Neben der Vergütung entsprechend des
126
Marktpreises würden somit noch die zusätzlichen Erlöse aus den Gegengeschäften einen Anreiz bieten, in
dem Gebiet noch mehr Leistung zu installieren und somit den Engpass weiter zu vergrößern.
Werden dagegen Zonenpreise verwendet, also eine separate Preisbildung für das durch den Engpass
separierte Netzgebiet durchgeführt, ergibt sich zu Überlastzeiten einen Energiepreis von Null. Dadurch
entstehen innerhalb dieses Netzgebietes Anreize zur Lastverlagerung in diese Zeiten sowie zur Investition in
Speichersysteme. Es ergibt sich eine Reduzierung der Effizienzverluste des Engpasses. Eine Begrenzung der
Erzeugungsleistung durch den Systembetreiber muss hier aber, auch ohne Reservedienstleistungsvertrag,
durch einen physischen Durchgriff auf die Erzeuger gewährleistet werden. Im Vergleich zu den bisherigen
Regelungen, die im Rahmen des Erzeugungsmanagements getroffen wurden, ergeben sich für den
Windenergie-Anlagenbetreiber keine wesentlichen Änderungen. Allerdings wird die Engpasssituation über
die veröffentlichten Marktpreise nach außen hin transparent. Als Folge wird es durch die erwähnten Anreize
zur Nutzung der verbraucherseitigen Lastmanagementpotentiale und somit zur Wohlfahrtssteigerung
kommen.
Nach Zurückweisung der Alternative des Einheitspreissystems stellt sich die Frage, ob die räumliche
Preisbildung im Rahmen einer zentralisierten Optimierung und Netzknotenpreisermittlung oder in Form
einer Auktionierung von Übertragungsrechten erfolgen soll. Eine zentralisierte Netzknotenpreisermittlung ist
der Auktionierung von Übertragungsrechten überlegen, wenn bei hoher Unternehmenskonzentration die
Gefahr des Missbrauchs von Marktmacht besteht und wenn Unsicherheiten bezüglich der erwarteten
Engpasssituation auftreten. Beide Bedingungen treffen in Deutschland zu: Die Missbrauchsgefahr besteht bei
einer oligopolisierten EE-Vermarktung und die eine Unsicherheit bezüglich der Engpasssituation folgt aus
dem Prognosefehler der Erzeugung aus EE. Somit ist eine zentralisierte Netzknotenpreisermittlung
anzustreben. Das Management der Netzengpässe mit dem Ausland ist in diese Ermittlung mit einzubeziehen.
Verändert sich die Lastflusssituation vom day-ahead-Koordinationszeitpunkt bis zur Echtzeitlieferung, findet
die Re-Koordination ebenfalls zentralisiert, in Form eines institutionalisierten intraday-Marktes statt. Der
intraday-Markt übernimmt somit ebenfalls die Funktion der räumlichen Preisfestlegung.
Die notwendige Erhöhung der Liquidität des intraday-Marktes gegenüber dem heutigen Status quo könnte
sich bereits ergeben, wenn durch die stärkeren Gewinnanreize bei der EE-Vermarktung wachsende Mengen
auf diesem Markt nachgefragt und angeboten werden. Gelingt es den Anbietern von Strom aus EE durch
intraday-Geschäfte die gegenüber der day-ahead-Situation gesteigerte Genauigkeit der Erzeugungsprognose
zu nutzen und ihre Fahrplanabweichung zu minimieren, besteht auch für den Systembetreiber eine
verringerte Notwendigkeit, mehrere Stunden andauernde Prognoseabweichungen auszugleichen. Somit
ergibt sich ein verminderter Bedarf an Minutenreserveleistung, da die Prognosedifferenzen durch die am
intraday-Markt kontrahierbare Stundenreserve ersetzt werden könnte.
4.5.3 Veränderung der Präqualifikation von Anbietern auf dem Regelenergiemarkt
Neben der Vereinheitlichung der Präqualifikationsanforderungen für die Anbieter von Regelenergie sollte
eine Absenkung der Anforderungen auf einen Mindeststandard erfolgen, um die Anzahl der Marktteilnehmer
127
zu erhöhen. Dabei sollten auch die Anforderungen der verbraucherseitigen Bereitsteller von Minutenreserve
wie die begrenzte Dauer der Einsetzbarkeit mit einbezogen werden. So sind die Anforderungen insbesondere
auf die einfach zu erschließenden Lastmanagementpotentiale wie das der Nachtspeicherheizungen
auszurichten. Der Mindeststandard kann durch vom Systembetreiber unabhängige Institutionen dadurch
weiter gesenkt werden, dass sie Angebote einzelner Anbieter aggregieren.244 Eine erste Institution dieser Art
hat sich in Deutschland bereits herausgebildet. Sie poolt Anbieter von Minutenreserve Regelzonen
übergreifend.245 Bei dem verfolgten Ansatz werden jedoch noch nicht alle Poolungsmöglichkeiten
ausgenutzt. So kann neben der zeitgleichen additiven Poolung der bereitgestellten Leistung auch eine zeitlich
sequentielle Poolung durchgeführt werden, um die in den Mindesststandards geforderten
Bereitstellungsdauern zu erreichen.
4.5.4 Preisbildung auf dem Echtzeitmarkt
Wird die Möglichkeit einer Selbstvermarktung von Strom aus EE durch die Anlagenbetreiber zugelassen und
gefördert, so muss sichergestellt werden, dass ein Anreiz zur Angebotsstellung auf dem day-ahead-Markt auf
Grundlage von Erzeugungsprognosen besteht und nicht ohne vorhergehende Koordination in Echtzeit
eingespeist wird. Wie in Kapitel 4.4.2 festgestellt wurde, reflektieren die Preise auf dem Echtzeitmarkt
aufgrund der Sozialisierung der Leistungspreisanteile nicht die mit dem Einsatz der Regelenergie
verbundenen Kosten. Die bisher erwähnten Maßnahmen zur Erhöhung des Wettbewerbs auf dem
Regelenergiemarkt führen daher für sich genommen noch nicht dazu, dass der im gegenwärtigen Rahmen
bestehende Anreiz zum Angebot auf dem Echtzeitmarktes unter „Umgehung“ der day-ahead Koordination
entfällt.
Zur angemessenen Berücksichtigung der Leistungskosten des kurzfristigen Kraftwerkseinsatzes existieren
zwei Gestaltungsoptionen. Zum einen kann die Berücksichtigung durch eine Einschränkung der
Gebotsstruktur im Regelenergiemarkt auf einen reinen Arbeitspreis erzwungen werden (Vorgabe der
Marktform mit einteiligem Preis – Marktform C1). Die Anbieter müssten Inflexibilitätskosten in ihre Gebote
mit einpreisen. Wie die Erfahrung gezeigt hat, verhindern jedoch derartige Preisstrukturen den Marktzutritt
oder führen zu hohen Risikoaufschlägen (vgl. Kapitel 4.3.1).
Die zweite Möglichkeit ist, zwar weiterhin eine zweiteilige Gebotsstruktur für den Regelenergiemarkt zu
verwenden, aber die Settlement-Regel so auszugestalten, dass bei Bildung von Echtzeitpreisen (ex post) der
gezahlten Leistungspreis den Arbeitspreisen zugeschlagen wird (vgl. Kapitel 3.2.5.1). Dies kann in
bestimmten Fällen dazu führen, dass bei Mehreinspeisungen gegenüber der Fahrplananmeldung bei einem
Regelzonenüberschuss die Mehreinspeisung des Bilanzkreisverantwortlichen in das Netz nicht mit einem
244 Die Poolung von Minutenreserve in einem Kraftwerkspool und Bietergemeinschaften mit einem
Ansprechpartner/Kontaktstelle sind in dem seit August 2003 gültigem Transmission Code vorgesehen, vgl. VDN
(2003), Anhang D, 3.3.3.2, S. 17.
245 Es handelt sich um das Projekt der SFW/Saarenergie GmbH, das bis zum Dezember 2003 150 MW an
Kraftwerksleistung in einem Pool organisieren konnte. Die Poolteilnehmer stellen zwischen 1 und 20 MW Leistung zur
Verfügung. Vgl. Strese, J. (2003), S. 18.
128
positiven Preis vergütet wird, sondern dass sich ein negativer Energiepreis ergibt. Für die zweite Möglichkeit
spricht, dass die Gebots- und Preisstruktur in Richtung des Anbieters der Regelenergie erhalten bleiben kann,
gleichzeitig aber die tatsächlichen Kosten der kurzfristigen Reservebereitstellung sich in den Echtzeitpreisen
wiederfinden.
Im deutschen Strommarkt würde eine derartige Umverteilung eine Entlastung der Netznutzungsentgelte und
eine Belastung der Bilanzkreisverantwortlichen bedeuten. Die Erlöse aus der Vermarktung von EE würden
als Konsequenz dieser Regelung überdurchschnittlich zurückgehen, jedoch den notwendigen Anreiz für die
Verbesserung der Erzeugungsprognose liefern. Eine Kompensation des Rückgangs müsste über die
Förderregelungen erfolgen die z. B. über eine Erhöhung der Stromsteuer aufgrund gesunkener Netzentgelte
wieder ausgeglichen wird.
4.6 Struktur, Ergebnisse und Veränderungen der langfristigen Koordinations-
instrumente
Analog zu der Vorgehensweise im vorangegangenen Abschnitt, wird in diesem Kapitel analysiert, welche
Koordinationsinstrumente zur langfristigen Koordination im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem
angewendet werden, welche Marktergebnisse diese Instrumente hervorbringen und welche Ansatzpunkte für
Veränderungen aufgrund der Integration von EE bestehen.
4.6.1 Langfristige horizontalen und vertikale Koordination
In Deutschland wird die langfristige horizontale Koordination der Erzeugungskapazität in Form einer
Regulierung des Einsatzes bestimmter Erzeugungstechnologien wie der Kernenergie oder durch die
Begrenzung der Emission von Schadstoffen und Treibhausgasen reguliert. In Deutschland existieren keine
institutionalisierten Mechanismen zur Sicherstellung der Generation adequacy. Dies kann mit der Tatsache
erklärt werden, dass bestehende Überkapazitäten des Kraftwerksparks einen regulatorischen Eingriff
kurzfristig nicht vordringlich erscheinen lassen und gemäß des deutschen Regulierungsparadigmas zunächst
auf eine unbeeinflusste Marktkoordination vertraut wird.
Wie in Kapitel 3.3.1 festgestellt wurde, gibt es für die Sicherstellung der Generation adequacy keinen
Koordinationsmechanismus, der ohne Regulierungseingriff funktioniert. Die Unternehmenskonzentration auf
dem Erzeugungsmarkt führt über das Ausnutzen von Marktmacht allerdings bereits heute zu
Preisentwicklungen, die oberhalb der marginalen Kosten liegen. Dies bedeutet, dass im Erlöse des
Strommarktes die Investition in Erzeugungsleistung in erforderlicher Höhe tragen. Die vorgeschlagenen
Maßnahmen zur Anpassung der Marktarchitektur haben jedoch Auswirkungen auf die Marktpreise. Diese
sind zunächst zu analysieren, bevor eine Entscheidung über Kapazitätszahlungen getroffen wird. Um
Preisverzerrungen zu vermeiden, wären Entscheidungen über Kapazitätszahlungen europaweit zu
koordinieren. Ein weiter gehender Regulierungseingriff in die marktseitigen Koordinationsmechanismen
erscheint nicht notwendig.
129
4.6.2 Langfristige vertikale Koordination mit dem Netzausbau
In Kapitel 3.3.3 wurde festgestellt, dass die langfristige vertikale Koordination des Kraftwerksbaus sowie der
Verbraucher mit der Wertschöpfungsstufe Übertragung/Verteilung einen regulatorischen Eingriff erfordert,
da sie durch Marktmechanismen nicht gelöst werden kann. Dieser regulatorische Eingriff erfolgt für die
deutsche Marktarchitektur nur in sehr allgemeiner Form in Vorschriften des EnWG sowie des EEG.
Nach dem EnWG haben die ÜNB die Verantwortung für den sicheren Betrieb des
Elektrizitätsversorgungssystems. Dieser umfasst auch den erforderlichen Netzausbau. Es existieren
allerdings keine Instrumente, die eine wirtschaftlich effiziente Koordination der Veränderung von
Kraftwerksstandorten mit der Veränderungen der Netzstruktur garantieren. Den Regelungen des Gesetzes
gemäß folgt der Netzausbau grundsätzlich den Kraftwerksstandorten, d. h. die Ausbauverpflichtung besteht
prinzipiell bis zur vollständigen Behebung von Netzengpässen, die durch die Veränderung von
Kraftwerksstandorten hervorgerufen werden. Die anfallenden Ausbaukosten können in Form von
Baukostenzuschüssen auf die Anschlussnehmer abgewälzt werden. Im vermaschten Netz gibt es jedoch bei
der Kostenzurechnung von Veränderungen im Netz große Spielräume. Dies gilt insbesondere bei
verschiedenen gleichzeitig geplanten Veränderungen der Netzanschlüsse. Der existierende regulatorische
Rahmen legt kein Verfahren für die Optimierung der Gesamtkosten in Form einer Abwägung der Kosten
verschiedener Kraftwerksstandorte und der zugehörigen Netzausbaukosten fest. Für den Ausbau des
Verteilungsnetzes ist in der Neufassung des EnWG dagegen explizit die Anforderung enthalten, bei der
Ausbauplanung Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen oder dezentrale Erzeugungsanlagen
zu berücksichtigen, durch die sich die Notwendigkeit einer Nachrüstung oder eines Kapazitätsersatzes
erübrigen könnte.246
In Bezug auf EE wird im EEG von 2004 die im EnWG enthaltene Netzausbauverpflichtung bekräftigt und
ausgeführt, dass der Netzausbau „unverzüglich“ zu erfolgen hat, jedoch nur, falls er „wirtschaftlich
zumutbar“ ist.247 Diese Formulierung deutet darauf hin, dass der Gesetzgeber keinen unbedingten
Netzausbau fordert, sondern durchaus eine Abwägung zwischen Netzausbau und EE-Zubau an einem
bestimmten Ort im Sinne einer wirtschaftlichen Gesamtkoordination für sinnvoll hält. Im Rahmen der
Auslegung der Bestimmung ist noch zu definieren, inwieweit die Grenze der Zumutbarkeit durch die
Abweichung von einem wirtschaftlichen Optimum definiert wird. Im konkreten Fall wird jedoch auch hier
der Nachweis der Wirtschaftlichkeit durch Informationsprobleme über die künftige Ausprägung von
Netzengpässen bestimmt sein.
Der Vorschlag der Europäischen Kommission zu einer neuen EU-Richtlinie „über Maßnahmen zur
Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen“ vom
246 Vgl. § 14 Abs. 2 EnWG (2005).
247 Vgl. § 4 Abs. 2 EEG (2004).
130
Dezember 2003 sieht einen Genehmigungsvorbehalt des Regulierers bei Netzausbauprojekten vor.248
Hinsichtlich der Versorgungssicherheit sind die Mitgliedstaaten verpflichtet, Mindeststandards für die
Versorgungssicherheit zu definieren (Artikel 4). Hinsichtlich der Investition in das Übertragungsnetz
definiert er die Anforderung an jeden ÜNB, dem Regulator seine Investitionsstrategie mitzuteilen und der
Möglichkeit des Regulators (nach Abstimmung mit der Kommission) Änderungen durchzusetzen. Außerdem
müssen den Regulatoren Mittel in die Hand gegeben werden, um sicherzustellen, dass die vereinbarten
Infrastrukturprojekte vollständig durchgeführt werden (Artikel 7). Hinsichtlich der Erhaltung des
Gleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage müssen die Mitgliedsstaaten eine dahin führende Strategie
veröffentlichen. Wo es angemessen ist, sollen Ziele für die Bereitstellung von Reservekapazität festgelegt
werden. Weiterhin schlägt der Richtlinienentwurf die Förderung der Bedarfssteuerung und abschaltbare
Abnehmer vor (Artikel 5).
In Summe ergeben sich aus dem Richtlinienvorschlag zwar keine konkreten Vorschläge für eine
Ausgestaltung der regulatorische Strategie. Es werden jedoch die in dieser Arbeit diagnostizierten
Koordinationsmängel angesprochen. Angesichts der anstehenden Standortentscheidungen für den Ersatz von
Erzeugungskapazität ist die schnelle Festlegung von konkreten Richtlinien für den Netzausbau notwendig.
4.6.3 Dynamische Aspekte der Regulierung des deutschen Elektrizitätsversorgungs-
systems
Die Analyse der deutschen Marktarchitektur hat deutlich gemacht, dass das grundlegende Paradigma für die
Entwicklung der Marktarchitektur die autonome Bildung und Modifizierung von Institutionen durch die
Marktteilnehmer als Reaktion auf eine grobe Vorgabe der Regulierungsinstitution ist. Regulatorischer Druck
führte in der Vergangenheit zur schrittweisen Behebung von Defiziten der Marktarchitektur. Da die
deutschen ÜNB einerseits eine Schlüsselrolle bei der Gestaltung und Durchführung von
Koordinationsaufgaben einnehmen, andererseits aber aufgrund ihrer Einbindung in die Konzernstrukturen
von Erzeugungsunternehmen keine neutrale Position haben, ist absehbar, dass die Behebung der weiterhin
bestehenden Defizite einen langwierigen iterativen Prozess erfordern wird.
Auf der anderen Seite ist die Form der Etablierung der bestehenden deutschen Strombörse EEX ein Beispiel
für die Fähigkeit des deutschen Strommarktes, die Gestaltung einer Transaktionskosten senkenden Institution
ohne starken Regulierungseingriff zu übernehmen: Die bestehende EEX in Leipzig ist aus der
Verschmelzung der ehemals in Frankfurt angesiedelten EEX mit der ehemaligen Leipzig Power Exchange zu
einer Börse entstanden.
Der starke Anstieg des Anteils von EE an der deutschen Stromproduktion und die damit einhergehenden
Koordinationsaufgaben haben die Defizite bestehender Marktarchitektur deutlich werden lassen und
Änderungen der bestehender Marktarchitektur ausgelöst: Die in der Neufassung des EEG enthaltenen
248 Vorschlag für eine Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates: Maßnahmen zur Gewährleistung der
Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen, 10.12.2003, KOM(2003) 740.
131
Änderungen der Integrationsstruktur wie der Einführung des Erzeugungsmanagements repräsentieren jedoch
nur graduelle Veränderungen, die stark hinter einer notwendigen grundsätzlichen Neustrukturierung der
Marktarchitektur zurückbleiben. Die Durchführung einer solchen Neustrukturierung innerhalb des
gegebenen Regulierungsparadigmas setzt jedoch voraus, dass sich diejenigen Akteure mobilisieren, die von
den Erträgen einer verbesserten Koordination profitieren. Derartige Erträge spiegeln sich vor allem in einem
verringerten Aufwand für den Einsatz von Reservedienstleistungen wider, die in der gegenwärtigen
Marktarchitektur auf die Netznutzungsentgelte umgelegt werden. In den Aushandlungsprozessen, die sich
auf Veränderungen der Marktarchitektur beziehen, spielen jedoch weniger direkte Interessenvertreter von
Stromverbrauchern eine Rolle. Da in der politischen Diskussion um die Förderung von EE ihre
Integrationskosten eine zunehmende Rolle spielen, sind es vor allem die Interessenvertreter der EE-Industrie,
die auf Veränderungen der Marktarchitektur hinwirken.249
4.7 Zusammenfassung und Schlussfolgerungen
In diesem Kapitel wurden die allgemeinen Überlegungen von Kapitel 3 zur Integration von EE auf das
deutsche Elektrizitätsversorgungssystem übertragen. Die Schlussfolgerungen können wie folgt
zusammengefasst werden.
Koordinationsaufgaben
Steigerung der Koordinationsaufgaben durch Windenergie
Im deutschen Elektrizitätsversorgungssystem bewirkt die durch Windenergie dominierte Steigerung des
Anteils von EE an der Erzeugungsleistung vor allem eine Erhöhung der horizontalen Koordinationsaufgaben
im kurzfristigen Bereich (day-ahead und intraday). Bei sehr starker Steigerung des Anteils von EE ist eine
horizontal-zeitliche Koordination erforderlich, durch die eine kostenoptimale Betriebsflexibilität eines
erneuerten konventionellen Kraftwerksparks sichergestellt wird.
Aufgrund des schwerpunktmäßigen Windenergieausbaus im Norden Deutschlands spielt dort die vertikale
Koordination mit der Wertschöpfungsstufe Übertragung und Verteilung eine wichtige Rolle. Dies betrifft
kurzfristig das aufgrund des Windenergieeinsatzes notwendige Netzengpassmanagement, sowie langfristig
die Koordination des Netzausbaus mit dem Erzeugungsausbau. Unabhängig vom Ausbau von EE ist
aufgrund der Altersstruktur der Kraftwerksparks eine Koordination der notwendigen Ersatzinvestitionen
notwendig. Dabei müssen die veränderten Rahmenbedingungen (Primärenergiepreise, Umweltschutzaspekte,
Kernenergieausstieg) berücksichtigt werden. Diese Faktoren bilden die grundlegenden Bedingungen für die
Betrachtung des Koordinationsergebnisses einer Marktstruktur.
Marktstruktur und Koordinationsinstrumente des deutschen Strommarktes
Keine unmittelbare Integration von Strom aus EE in den Strommarkt
249 Vgl. Bernreuter, J. (2003).
132
Die von den Verteilnetzbetreibern aufgenommenen Strommengen aus EE gelangen nicht direkt auf den
Strommarkt, sondern werden über ein kompliziertes physisches Wälzungssystem auf die Endabnehmer
verteilt. Es handelt sich somit um eine indirekte Vermarktung. Die Wälzung erfolgt durch die ÜNB. Das
weitergewälzte Lastprofil entspricht nicht dem Einspeiseprofil. Die Profilumformung muss also im Rahmen
der Wälzung durch die ÜNB vorgenommen werden. Die ÜNB übernehmen damit Stromhändlerfunktionen,
die bei eigentumsrechtlich nicht unbundelten Unternehmen zu Interessenkonflikten mit Erzeugungs- und
Handelsunternehmen im Konzernverbund führen kann.
Die Vorrangregelung für die Abnahme von Strom aus EE ist überflüssig.
Unpräzise Regulierung der Versorgungszuverlässigkeit
Auch bei der Übernahme von Koordinationsaufgaben durch den Markt ist die Versorgungszuverlässigkeit
auf einem optimalen Niveau sicherzustellen. Die Generation Adequacy wird jedoch in intransparenter und
ineffizienter Weise reguliert: Die für die Regulierung der Generation Adequacy notwendigen Informationen
über die installierten und verfügbaren Erzeugungsleistungen liegen in nur unzureichender Form vor: Die
Bewertung der EE ist nicht nachvollziehbar, denn für die Aufstellung der Leistungsbilanzen sind die ÜNB
verantwortlich, die nur eingeschränkten Zugriff auf die notwendigen Informationen haben. Dies führt zu
Interessenskollisionen. Schließlich ist das verwendete Zuverlässigkeitskriterium nicht ökonomisch
begründet.
Die Regulierung der Generation Security in Form der Dimensionierung der Reserveleistungen hat ebenfalls
deutliche Schwächen. Das für die Generation Security maßgebliche Zuverlässigkeitskriterium ist nicht
explizit definiert und kann nur rekursiv mit Hilfe von Systemsimulationen ermittelt werden. Die geltenden
Empfehlungen der UCTE zur Reservedimensionierung sind ungeeignet, da sie wichtige Einflussfaktoren wie
die (Rest-)Laststochastik und die Regelzonengröße nicht berücksichtigt. Die Ermittlung der notwendigen
Reserveleistungen erfolgt durch die ÜNB in nicht nachvollziehbarer Weise.
Dezentrale Marktarchitektur und mit wichtiger Stellung der ÜNB
Die Deregulierung des deutschen Elektrizitätsversorgungssystems im Jahr 1998 brachte die
gesellschaftsrechtliche Trennung der Wertschöpfungsstufen Erzeugung und Übertragung und übertrug die
horizontalen Koordinationsaufgaben auf den Markt. Die deutsche Marktarchitektur ist sehr weitgehend
dezentralisiert. Lediglich die vier zentralen Regelenergiemärkte sind zentralisiert. Sie führen außerdem die
vertikalen Koordinationsaufgaben durch. Die ÜNB sind rechtlich selbständig, jedoch in Konzernstrukturen
mit dominanten Erzeugungsunternehmen integriert, was an verschiedenen Stellen zu Interessenkonflikten
führen kann.
Suboptimale Größe der Regelzonen
Die Zusammenlegung von Regelzonen führt durch stochastische Größenersparnisse zu einer Reduzierung
der erforderlichen Regelleistungsbereitstellung. Dass dies möglich ist, zeigte die durch
133
Unternehmenszusammenschlüsse erfolgte Reduzierung der Anzahl der Regelzonen seit 1998 von neun auf
vier.
Ineffiziente Preise im Regelenergie- und Echtzeitmarkt
Die Echtzeitpreise in jeder Regelzone werden entsprechend dem Einsatz von Regelenergie durch den ÜNB
festgelegt. Sie entsprechen den Geboten von Regelenergieanbietern im Regelenergiemarkt. Durch die
Umlage des Leistungsanteils der Gebote auf die Netznutzungsentgelte reflektieren die Echtzeitpreise nur
einen Teil der Kosten, den die kurzfristige Leistungsbereitstellung zur Sicherung der Systemzuverlässigkeit
verursacht.
Die in Deutschland seit 2001 implementierten vier Regelenergiemärkte weisen unterschiedliche
Ausschreibungs- und Abrechnungsmodalitäten sowie hohe Markteintrittsbarrieren auf. Dies führt zu
eingeschränkter Liquidität der Märkte. Die Beurteilung der Marktergebnisse ist aufgrund ihrer
unzureichenden Veröffentlichung nur eingeschränkt möglich. Insbesondere für die Minutenreservemärkte
kann jedoch festgestellt werden, dass die geringe Anzahl von Marktteilnehmern zu einem überhöhten
Preisniveau auf dem Echtzeitmarkt geführt hat. Während Echtzeitpreise beispielsweise im britischen System
nach der Einführung der neuen Handelsregeln NETA im Frühjahr 2001 deutlich sanken, ist im untersuchten
deutschen Teilmarkt ein Anstieg zu beobachten, der nur teilweise durch das Preisniveau der längerfristigen
Forward-Märkte erklärt werden kann. Ein im Februar 2003 eingeleitetes Missbrauchsverfahren des
Bundeskartellamtes gegen überhöhte Regelenergiepreise ist mit Stand August 2004 noch nicht
abgeschlossen. Schließlich werden Arbitragegeschäfte zwischen day-ahead- und Echtzeitmarkt, die
ökonomisch rational sind und zu einer Senkung des Preisniveaus auf dem Echtzeitmarkt führen könnten, als
„Missbrauch“ bezeichnet und teilweise sanktioniert.
Fehlender institutionalisierter intraday-Markt
Obwohl ein intraday-Markt die für Windenergie besonders wichtigen kurzfristigen
Koordinationsanforderungen erfüllen kann, existiert dieser bislang nicht in institutionalisierter Form.
Regelungen zur Entwicklung eines intraday-Marktes sind in der gültigen Verbändevereinbarung nur
ansatzweise enthalten. Alle bislang durchgeführten Untersuchungen zur Quantifizierung des
Minutenreservebedarfes für Windenergie gehen von einer Abdeckung des Stundenreservebedarfs durch
Minutenreserve aus.250 Dies führt zu einer Überschätzung der tatsächlich zur Ausregelung notwendigen
Regelleistungs und -energiekosten.
Keine kurzfristige räumliche Koordination durch den Markt
Da die Integrationsform von EE keine unmittelbare Einbindung in den Strommarkt vorsieht und somit die
rudimentär vorhandenen Mechanismen zum Netzengpassmanagement nicht greifen können, erfolgt die
vertikale Koordination über einen separaten Mechanismus, der als Erzeugungsmanagement bezeichnet wird.
250 Vgl. Dany, G. et al. (2003), S. 563
134
Das Erzeugungsmanagement beinhaltet einen physikalischen Durchgriff des ÜNB auf die EE und
berücksichtigt dabei nicht evtl. andere Optionen, die zur Behebung des Engpasses genutzt werden könnten.
Selbst wenn eine direkte Marktintegration von EE durchgeführt würde, könnte der ÜNB nicht auf defniert
räumlich verteilte Reserveleistung zurückgreifen. Die dezentrale Marktarchitektur bringt mit sich, dass nicht
sichergestellt werden kann, dass die ökonomisch günstigste Lösung zur Beseitigung des Netzengpasses
gewählt wird: Aufgrund der bilateralen kurzfristigen Koordinationsform steht keine umfassende
Datengrundlage für einen ökonomisch günstigen Redispatch zur Verfügung. Eine neutrale Position des
ÜNBs bezüglich der Erzeugungsunternehmen (konzernintern vs. Wettbewerber) ist nicht sichergestellt. Das
Netzengpassmanagement für die Netzkuppelstellen zu ausländischen Netzen ist durch die mit der Nutzung
von EE verbundenen Prognoseunsicherheiten ineffizient.
Es besteht eine Anreizstruktur zur Flexibilisierung der Erzeugungsleistung
Die deutsche Marktarchitektur bietet Marktteilnehmern nur auf dem Regelmarkt durch zweiteilige Preise die
Möglichkeit, Inflexibilitätskosten der Erzeugungsleistung abzusichern. Auf dem day-ahead und intraday-
Markt müssen Inflexibilitätskosten in das einteilige Gebot eingepreist werden. Daraus ergibt sich ein Anreiz
durch Investition in flexiblere Technologien die Inflexibilitätskosten beziehungsweise die Risikoprämie bei
Geboten zu verringern.
Keine Optimierung der langfristigen vertikalen Koordination mit Übertragung/Verteilung
Es finden keine übergeordnete Optimierung der Standorte von EE, konventioneller Kraftwerke und des
Netzausbaus statt, da keine Institution existiert, die zwischen den Interessen der Marktteilnehmer vermittelt.
Fehlende Fähigkeit des Regulierungssystems zur kurzfristigen Modifikation der Marktstruktur
Das in Deutschland praktizierte Modell einer evolutionären Anpassung von Marktregeln durch die
beteiligten Akteure auf der Grundlage von Vereinbarungen mit Richtliniencharakter bringt effiziente
Lösungen nur bei einer ausgewogenen Machtverteilung der betroffenen Akteure hervor. Aufgrund der
eigentumsrechtlichen Verflechtung von ÜNB und Erzeugungsgesellschaften einerseits und der schwachen
Mobilisierungsfähigkeit von Verbrauchern und Eigentümern von EE andererseits müsste dieses
Kräfteungleichgewicht durch regulatorischen Druck ausgeglichen werden. Das Bundeskartellamt hat diesen
bislang nur in geringem Ausmaß ausgeübt. Die künftige Regulierungsbehörde wird somit entweder mit
direkten Vorgaben in die Marktarchitektur eingreifen oder ihren Druck auf die Marktakteure zur Erzielung
von effizienten Verhandlungsergebnissen erhöhen müssen.
Anpassungen der Koordinationsinstrumente
Abbildung 4-11 fasst die vorgeschlagenen Änderungen der Koordinationsfunktionen zusammen. Erkennbar
ist zum einen die Verlagerungen von Aufgaben von den ÜNB zu einer Koordinationssinstitution. Diese
integriert Koordinationsfunktionen der kurzfristigen Strommärkte, was durch den schwarzen Kasten
symbolisiert wird. Zum anderen ist die Verlagerung der Prognoseaufgabe zu den EE-Anlagebetreibern
erkennbar.
135
Abbildung 4-11: Vorschlag für eine Aufgabenverteilung und Marktformen im deutschen
Elektrizitätsversorgungssystem
Langfristig Day-ahead Intraday Echtzeit Nach Lieferung
Erzeuger
Koordinie-
rungsinsti-
tutionen
System-
betreiber
(4 ÜNB)
Händler,
Verbraucher
Erzeugungs-
planung Economic dispatch,
Angebotserstellung Momentan-
optimierung Lieferung
Betrieb Börse
(Day-ahead) B
2
Händler, Broker A
Netzplanung Regelenergie-
einsatz
Feststellung
Echtzeitpreis,
Abrechnung
Netzengpass-
management
Fahrplan-
management
Operative
Netzführung
Netzengpass-
management
Fahrplan-
management
Operative
Netzführung
Verbrauchs-
planung Nachfrageprognose,
Gebotsabgabe Verbrauch
EE-Lastprognose EE-Lastprognose
Betrieb Regel-
energiemarkt
Betrieb Börse
(Intraday) B
2
Koordination der
Systemplanung
Übergang von Aufgaben zur
Koordinierungsinstitution
Neue Aufgaben
Akteure
Zeitraum
Legende: Die Buchstaben bezeichnen die Marktformen, die für die Koordinationsleistung Anwendung finden.
136
5 Zusammenfassung, Schlussfolgerungen und Ausblick
Ausgangspunkt dieser Arbeit sind zwei wesentliche Entwicklungen in den Elektrizitätsversorgungssystemen
seit Mitte der 1990er Jahre. Zum einen hat die Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft in zahlreichen
Ländern in der Form der Separierung der bislang vertikal integrierten Wertschöpfungskette von Elektrizität
und zur Einführung von Wettbewerb auf dem Strommarkt stattgefunden. Das innerhalb von integrierten
Unternehmen genutzte Koordinationsprinzip Hierarchie wurde damit teilweise durch die Koordination über
Marktpreise ersetzt. Zum anderen werden stochastisch einspeisende EE verstärkt zur Stromerzeugung
genutzt, um die negativen Umwelteffekte konventioneller Wärmekraftwerke zu vermeiden. Aufgrund der
Charakteristika von Erneuerbaren Energie sind die Koordinationsaufgaben, die zur wirtschaftlich effizienten
technischen Integration von EE in ein von konventionellen Wärmekraftwerken dominiertes
Elektrizitätsversorgungssystem erforderlich sind besonders komplex. In dieser Arbeit wurden diese beiden
Entwicklungen zusammengeführt und die Fragestellung behandelt, inwieweit Märkte diese
Koordinationsaufgaben durchführen können und wie sie gestaltet werden müssen, um diese Aufgaben
effizient zu erfüllen. Diese Fragestellung wurde in der Literatur bislang nur ansatzweise behandelt.
In Deutschland wurde mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes im Jahr 1998 die
Elektrizitätswirtschaft liberalisiert und mit dem im Jahr 1990 in Kraft getretenen Stromeinspeisegesetz
begann ein starkes Wachstum der Nutzung von EE zur Stromerzeugung. Die Frage nach der Durchführung
der durch EE beeinflussten Koordinationsaufgaben durch Strommärkte stellt sich somit auch für das
deutsche Elektrizitätsversorgungssystem. Daher erfolgten anhand des Beispiels von Deutschland eine
Konkretisierung der Darstellung und eine Ableitung von konkreten Handlungsempfehlungen für das
deutsche Elektrizitätsversorgungssystem.
Zur Bearbeitung dieser Fragestellungen wurden zunächst die Koordinationsaufgaben in einem
Elektrizitätsversorgungssystem allgemein dargestellt und im Anschluss die sich aus der Integration von EE
ergebenden speziellen Koordinationsaufgaben analysiert. Es wurde festgestellt, dass die Integration von EE
in ein Elektrizitätsversorgungssystem keine grundsätzlich neuen Koordinationsanforderungen stellt, sondern
stellenweise bestehende Koordinationsaufgaben erschwert. Wesentliche Einzelergebnisse der Analyse sind:
1. Der stochastische Charakter der Leistungsbereitstellung von EE führt bei ihrem Einsatz in
Elektrizitätsversorgungssystemen zu Auswirkungen auf die kurzfristige, horizontale Koordination:
Aufgrund von Inflexibilitäten von Kraftwerken des konventionellen Kraftwerksparks erhöht sich bei
steigender Laststochastik der EE die notwendige Reservebereitstellung (horizontal-zeitliche
Koordinationsaufgabe). Im Falle der Windenergie ist die bereitzustellende Minutenreserveleistung
direkt von dem Prognosefehler der Erzeugungsleistung abhängig. Da Prognosefehler meist länger
andauern, ist Minutenreserveleistung teilweise durch Stundenreserveleistung ersetzbar.
2. Die langfristigen horizontalen Koordinationsaufgaben bestehen aus der Bereitstellung des
kostenoptimalen Kraftwerksmixes, der hinsichtlich der Verhältnisse von Investitions- zu
137
Betriebskosten der einzelnen Kraftwerke und seiner Flexibilitätsstruktur auf die Charakteristika der
EE abgestimmt sein muss. Untersuchungen, die ein optimales Verhältnis von konventioneller
Kraftwerksleistung zu der installierten Leistung von EE ermitteln, sind mit den Randbedingungen
eines regulierten Marktes erstellt worden. Ihre Ergebnisse sind auf die Situation in liberalisierten
Märkten nur eingeschränkt übertragbar und können daher nicht als Steuerungsgröße herangezogen
werden.
3. Die vertikalen Koordinationsaufgaben mit dem Transport- und Verteilungsnetz sind von der
teilweise hohen Standortinflexibilitäten von EE geprägt. Dies gilt insbesondere für
Windenergieanlagen und Wasserkraftwerke. Kurzfristig muss das Netzengpassmanagement auch bei
häufigen, kurzfristig auftretenden Netzengpässen einen kostenoptimalen Redispatch gewährleisten.
Langfristig besteht die Koordinationsaufgabe darin, in einer Abwägung zwischen den Kosten des
Netzausbaus und den Kosten des dauerhaften Engpassmanagementes das Kostenoptimum zu
realisieren.
Im Anschluss wurden die grundsätzlichen Vorteilhaftigkeiten verschiedener Gestaltungsoptionen für
Strommärkte untersucht. Die wesentlichen Untersuchungsobjekte waren die Formen der
Marktintegration des Stroms aus EE sowie der Zentralisierungsgrad der Marktarchitektur. Es wurde
festgestellt, dass auch die durch EE erweiterten Koordinationsaufgaben durch Marktmechanismen
durchgeführt werden können. Dazu ist eine direkte Marktintegration von EE (durch direktes Angebot am
Strommarkt) einer indirekten Integration (über physische Wälzungsmechanismen) vorzuziehen.
Weiterhin wurde gezeigt, dass zentrale Marktarchitekturen dezentraleren Architekturen bei der
Integration von EE überlegen sind. Im Detail heißt dies:
1. Die Koordinationsleistungen, die theoretisch durch Strommärkte erbracht werden können liegen im
Zeitbereich zwischen der intra-day-Koordination (ab ca. 1 Stunde vor Lieferung) und der
langfristigen Koordination (Bau von Kraftwerken). Auszunehmen ist die langfristige Koordination
des Netzausbaus mit der räumlichen Ansiedlung von Kraftwerken und Verbrauchern. Jedoch können
räumliche, kurzfristige Marktpreise einer unabhängigen Koordinationsinstanz Hinweise geben, wo
Netzausbauten langfristig effizient sind.
2. Eine Direktvermarktung von Strom aus EE auf dem Strommarkt ist einer physikalischen
Weiterwälzung auf Endkunden überlegen da sie die mit der physischen Weiterwälzung verbundenen
Transaktionskosten vermeidet. Bei der Direktvermarktung lassen Skaleneffekte die Bildung einer
zentralen Vermarktungsinstitution wahrscheinlich werden. Weiterhin wird die Struktur der
Vergütungen für die EE-Anlagenbetreiber zumindest teilweise dem Marktpreis angepasst werden
müssen.
3. Die Erhöhung von kurzfristigen Koordinationsanforderungen durch EE bedeutet eine erhöhte
Informationsdichte, die bei der Koordination berücksichtigt werden muss. Diese Informationen
betreffen vor allem Inflexibilitäten von Kraftwerken und Verbrauchern. Werden diese Informationen
138
in einem Markt zentralisiert, kann eine erhöhte produktive Effizienz des Kraftwerkseinsatzes erzielt
werden. So können Kraftwerksflexibilitäten in mehrteiligen Gebotsstrukturen ausgedrückt und bei
der Marktkoordination durch Optimierungsalgorithmen besser berücksichtigt werden als bei
dezentraler Koordination. Langfristig zementieren zentralisierte Märkte jedoch Inflexibilitäten des
Kraftwerksparks, wenn mehrteilige Preise (Mindestvergütungen, Leistungspreise) inflexiblen
Kraftwerken den Marktzugang vereinfachen sollen. Im Ergebnis ist festzuhalten, dass zur Erfüllung
der kurzfristigen durch den vermehrten Einsatz von EE erhöhten Koordinationsleistungen aus
statischer Sicht eine zentralisierte Marktstruktur vorteilhafter ist.
4. Zwischen den kurzfristigen Teilmärkten für Strom bestehen enge Verbindungen. Ihre Integration
kann daher die Senkung von Transaktionskosten bringen. Sind die Märkte getrennt, darf die
Ausnutzung von Arbitragebeziehungen durch Händler nicht behindert werden. Nur bei falsch
gewählten Durchführungsregeln können Arbitragegeschäfte die Effizienz der Märkte senken.
Am Beispiel Deutschlands wurde untersucht, inwieweit Koordinationsaufgaben, die sich aus der Integration
von EE ergeben, durch den deutschen Strommarkt geleistet werden können. Ergebnis der Untersuchung ist,
dass die vorwiegend aus der Integration von Windenergie herrührenden Koordinationsaufgaben gegenwärtig
nur in sehr beschränktem Maße durch den Strommarkt erfüllt werden können. Dies ist einerseits auf die nur
mittelbare Integration von EE in den Strommarkt zurückzuführen, andererseits ist der deutsche Strommarkt
durch Ineffizienzen vor allem im für eine effiziente Integration bedeutsamen kurzfristigen Bereich geprägt.
Im Einzelnen wurde Folgendes festgestellt:
1. Eine unmittelbare Marktintegration von EE in den Strommarkt existiert nicht. Vielmehr legt das
EEG einen physischen Wälzungsmechanismus des Stroms aus EE fest. Durch teilweise unnötige
Transformationen des gewälzten Leistungsprofils ist die Weiterwälzung ineffizienter als eine
unmittelbare Marktintegration.
2. Die physische Weiterwälzung des Stroms aus EE erfolgt durch ÜNB, die eigentumsrechtlich mit
Erzeugungsunternehmen verbunden sind. Da mit der Weiterwälzung Stromhandelsfunktionen
verbunden sind, können Interessenskonflikte bei der Wahrnehmung dieser Aufgabe nicht
ausgeschlossen werden.
3. Die Analyse der Bestimmungen der EEG-Novelle 2004 hat ergeben, dass durch sie die
diagnostizierten Ineffizienzen dieser Integrationsform zwar vermindert, aber nicht beseitigt wurden.
4. In Deutschland hat sich die Struktur der Strommärkte durch von den Marktakteuren getriebene
Verhandlungen sowie einiger Auflagen des Bundeskartellamtes herausgebildet. Dies hat dazu
geführt, dass die Koordinationsaufgaben weitestgehend dezentral vorgenommen werden. So wird
Regelenergie von den vier ÜNB separat durch Ausschreibungen kontrahiert. Eine Analyse von
Marktergebnissen des Regelenergiemarktes hat ergeben, dass in den Märkten keine
Wettbewerbsbedingungen herrschen und ineffiziente Preise erzielt werden. Ursache für die
ineffizienten Preise ist die Ausübung von Marktmacht der Regelenergieanbieter sowie Fehler in der
139
Marktgestaltung. Mögliche Synergien, die sich aus Kooperationen zwischen den ÜNB ergeben
könnten, werden nicht genutzt.
5. Eine auf die Erzielung eines Gesamtkostenoptimums ausgerichtete langfristige Koordination von
Kraftwerksstandorten und Netzausbau findet nur ansatzweise statt.
6. Eine dynamische Weiterentwicklung von Regulierungsregeln und Institutionen durch
Verhandlungen der beteiligten Akteure ist innerhalb des deutschen Regulierungsparadigmas
möglich. Effiziente Verhandlungsergebnisse werden allerdings nur erzielt, wenn das bestehende
Kräfteungleichgewicht beseitigt werden kann.
Auf Grundlage der Ergebnisse der Analyse der gestalterischen Mängel der deutschen Marktstruktur wurden
Veränderungen vorgeschlagen, die erforderlich sind, um den Strommarktes zur Erbringung von
Koordinationsleistungen zur effizienten Integration von EE zu nutzen. Die Eckpunkte der vorgeschlagenen
Änderungen der deutschen Marktgestaltung sind:
1. die Aufgabe des ineffizienten Wälzungsverfahrens für Strom aus EE nach EEG und Einführung
einer Direktvermarktung,
2. die Nutzung von Größenvorteilen durch Zentralisierung von bisher durch die ÜNB dezentral
wahrgenommene Funktionen wie die Zusammenlegung der Regelzonen, des Regelenergiemarktes
und des Netzengpassmanagements,
3. die institutionelle Kopplung von Märkten mit großen Überschneidungsbereichen hinsichtlich der
Marktteilnehmer und Handelsprodukte: Die Vereinigung der Strombörse EEX mit dem bisher
bilateral abgewickelten intraday-Markt sowie dem dezentral abgewickelten
Netzengpassmanagement,
4. die Schaffung von klar definierten Rahmenbedingungen für die netzführenden Stellen durch
Neudefinition der Anforderungen an die Versorgungszuverlässigkeit unter Einbeziehung des
Einflusses der Nutzung von EE,
5. die Bildung einer Koordinationsinstitution für die langfristige Netz- und Kraftwerksausbauplanung,
die die von den ÜNB bislang separat durchgeführte Planung ergänzt.
In dieser Arbeit wurde gezeigt, dass die in der bislang vorliegenden Literatur aus technischer Sicht
betrachteten Anpassungen des Elektrizitätsversorgungssystems an eine Erzeugungsstruktur mit hohen
Anteilen von EE über eine Marktsteuerung in weiten Teilen möglich sind. Es wurden Empfehlungen
abgeleitet, deren Umsetzung zum Teil unmittelbare Effizienzwirkungen zeigen werden. Die Empfehlungen
haben die Grundtendenz einer stärkeren Zentralisierung von Strommärkten. Diese Grundtendenz liegt in
einer Linie mit Vorschlägen, die gegenwärtig für eine europäische und eine US-amerikanisches
Marktgestaltung diskutiert werden. So zeichnet sich in den Diskussionen des „Florence Forums“, in denen
die verschiedenen Interessengruppen auf europäischer Ebene ihre Vorstellungen zur europäischen
Strommarktregulierung artikulieren, ein Weg hin zu einer Zentralisierung der Marktarchitektur ab.
140
Ausgehend von der Fragstellung nach der optimalen Bewirtschaftung von Netzengpässen an den
Kuppelstellen zwischen den nationalen Elektrizitätsversorgungssystemen zur Verwirklichung eines
europäischen Binnenmarktes für Elektrizität wird deutlich, dass nur eine stufenweise Zentralisierung der
Märkte eine wirtschaftliche Gesamtoptimierung des Elektrizitätsversorgungssystem erbringen kann.251
Ähnliches gilt für die bereits mehrfach angesprochene Entwicklung des Standard Market Designs in den
USA, das nach dem Vorbild von zentralisierten Marktstrukturen Nordamerikanischer Strommärkte
entsteht.252 Die Diskussion des Modells ist bis Mitte 2004 noch nicht abgeschlossen.
Aus den Analysen dieser Arbeit ergeben sich weitere Forschungsmöglichkeiten, die sich vor allem auf die
Konkretisierung und Umsetzung der Empfehlungen für den deutschen Strommarkt beziehen. Die
wesentlichen sind abschließend kurz dargestellt.
Eine umfassenden Studie zu den technischen Konsequenzen des Windenergieausbaus in Deutschland, die
von der deutschen Energieagentur im September 2003 in Auftrag gegeben wurde, ist im Februar 2005
vorgestellt worden.253 In dieser Studie werden die in dieser Arbeit grob skizzierten
Koordinationsanforderungen auf der Grundlage einer detaillierten Datenbasis für das deutschen Stromnetz
und den Kraftwerkspark beschrieben und die optimalen Koordinationsergebnisse einer solchen Vorschau aus
einer „Top-down“ Perspektive erstellt. Sie könnte eine Grundlage für weitergehende Untersuchungen bilden,
die es ermöglichen, Quantifizierungen von erwarteten Effizienzgewinnen auch unter Berücksichtigung von
Transaktionskosten durchzuführen. Eine wichtige Untersuchung bezieht sich auf die Auswirkungen der
Gebotsstruktur eines zentralisierten Strommarktes auf die langfristige Flexibilitätsstruktur des
Kraftwerksparks.
Die vorgeschlagenen Maßnahmen zur effizienteren Integration von EE in den liberalisierten Strommarkt
zielen zum Großteil auf die Nutzung von Strompreisen zur Wahrnehmung von Koordinationsaufgaben ab.
Dies wird sich voraussichtlich in Veränderungen der Volatilität der Strompreise ausdrücken. Dieser
Parameter ist wiederum Grundlage für die Bewertung von Derivaten, die für die notwendigen
Absicherungstransaktionen verwendet werden. Weiterführende Arbeiten können sich auf die
Quantifizierungen der Volatilität beziehen.
Da festgestellt wurde, dass für langfristige Koordinationsentscheidungen zwischen Netz- und Kraftwerksbau
Marktmechanismen nicht wirksam werden können, eröffnet sich weiterhin sich ein Forschungsfeld, das sich
auf die Ausarbeitung von Handlungsrichtlinien für eine übergreifende, koordinierende Stelle konzentriert.
251 Vgl. dazu die Dokumente des 10. Florence Forums unter http:\\ http://europa.eu.int/comm/energy/
electricity/florence/index_en.htm
252 Vgl. dazu die Ausführungen in Kapitel 3.4.2., sowie Kapitel 3.5.
253 Es handelt sich um die Studie "Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in
Deutschland an Land und Offshore bis 2020", die von der Deutschen Energieagentur in Auftrag gegeben wurde, und
unter Beteiligung der wesentlichen Akteure (ÜNB, Windenergie-Verbände) entsteht.
141
6 Glossar
Ausgleichsenergie In der deutschen Marktarchitektur verwendete Bezeichnung für die Differenz
zwischen der Höhe der Fahrplananmeldung eines Bilanzkreisverantwortlichen
und der Höhe der tatsächlich gelieferten Leistung. Ausgleichsenergie wird in
Deutschland zum ÆEchtzeitpreis abgerechnet.
Cycling costs Kosten des Kraftwerksbetriebs, die durch schnelle Laständerungen konventio-
neller Kraftwerke hervorgerufen werden. Diese sind vor allem die schnellere
Abnutzung von Bauteilen sowie der Mehrverbrauch an Brennstoffen.
Day-ahead-Markt Strommarkt, auf dem Stromprodukte gehandelt werden, deren Lieferung am
folgenden Tag erfolgt.
Durchführungsregeln (Engl. Procedural Rules). Detaillierte Beschreibung von Modalitäten der
Abwicklung von Handelsgeschäften auf Strommärkten. Teil der
Durchführungsregeln sind die Æ Settlement-Regeln.
Echtzeitpreis Strompreis für eingespeiste oder abgenommene Strommengen, der zur
Anwendung kommt, falls vorab über die Strommenge keine
Zukunftsgeschäfte abgeschlossen wurden.
Economic dispatch Kosten minimierende Tageseinsatzplanung für Kraftwerke, bei der im
Rahmen operativer Betriebsplanung die konkreten Einschaltzeitpunkten
sowie die Auslastung der einzelnen Kraftwerksblöcke festgelegt werden
Erneuerbare Energien (EE) Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen zur Stromerzeugung
Fat boy trades Geschäfte, die durch „Überspeisung“ Erlöse für Überschussenergie im
Echtzeitmarkt erzielen, werden als „fat boy trades“ bezeichnet
Gebots- und Preisstruktur
(eines Strommarktes)
Beschreiben die Strukturen von Geboten (Order) und Preisen in
Strommärkten. So wird zwischen ein- und mehrteiligen Geboten
unterschieden. Mehrteilige Gebote beinhalten z.B. Nebenbedingungen (z.B.
Mindesteinsatzzeiten) oder das Gebot für eine zweite Preiskomponente (z.B.
Leistungspreis und Arbeitspreis).
Generation Adequacy Adequate Bereitstellung von Kraftwerksleistung zur Deckung der Last zu
jedem Zeitpunkt. Beeinflusst die Realisierung der Versorgungszuverlässigkeit
Grundlegende Merkmale (Engl. Basic Conditions). Bezeichnen in der industrieökonomischen Literatur
die Merkmale von Angebot und Nachfrage. Auf Strommärkte bezogen be-
schreiben sie Charakteristika der Stromnachfrage (z.B. zeitliche Struktur oder
Preiselastizität) und des Stromangebotes (z.B. des Kraftwerksparks).
142
Inflexibilitätskosten Inflexibilitätskosten bestehen aus Startkosten, cycling-costs und variablen
Kosten, die über das Kostenniveau hinausgehen, das sich bei einem Einsatz
der Kraftwerke nach der Reihenfolge ihrer variablen Kosten ergäbe.
Intra-Day-Markt Märkte, die in einem Zeitbereich zwischen dem Æ day-ahead-Markt und dem
Zeitpunkt der Übernahme der Verantwortung der Leistungsbereitstellung
durch den Æ Systembetreiber liegen.
Konventionelle Kraftwerke Kraftwerke, bei der thermische Energie zur Stromerzeugung eingesetzt wird
(auch als Wärmekraftwerke bezeichnet).
Koordinationsaufgaben Koordinationsaufgaben in einem Elektrizitätsversorgungssystem bezeichnen
die Notwendigkeit der Abstimmung von Entscheidungen über den Einsatz
von Erzeugung, Übertragung und Verbrauch von Elektrizität. Die optimale
Abstimmung der Entscheidungen erzielt unter der Rahmenbedingung der
Versorgungszuverlässigkeit ein Gesamtkostenminimum.
Marginal Cost Pricing
(MCP)
ÆSettlement-Regel, bei der die Abrechnung aller Gebote zum Marktpreis
erfolgt. Der Marktpreis wird entsprechend der Höhe des marginalen Gebotes
festsetzt, das die bestehende Nachfrage deckt.
Marktarchitektur Zuordnung von Koordinationsaufgaben zu Marktinstitutionen, die Festlegung
der Form des Zusammenwirkens von Marktinstitutionen, sowie die
Festlegung des Funktionsumfang des verbliebenen Monopolbereiches und
seine Regulierung
Marktform In dieser Arbeit verwendeter übergeordnete Ausdruck für den
ÆZentralisierungsgrad sowie die ÆGebots- und Preisstruktur eines
Strommarktes.
Marktgestaltung Festlegung der Marktarchitektur , Marktformen und Durchführungsregeln.
Marktstruktur Gesamtheit der Unternehmensstuktur, Marktarchitektur, der Regulierung der
Versorgungszuverlässigkeit sowie die Form der Integration von EE. Sie wird
durch die Verfahrens- und Strukturregulierung beeinflusst. Die Marktstruktur
ist ein Element des Æ SVE-Ansatzes.
Pay as Bid (PaB) Bei diesem Verfahren erhalten erfolgreiche Bieter ihren individuellen
Gebotspreis.
Poolmodell Marktarchitektur, die aus zentralisierten Marktformen besteht. Die
Anwendung dieser Marktarchitektur erfolgte in England/Wales bis 2001.
Regelenergie Bei dem Einsatz von ÆRegelleistung umgewandelte Energie.
143
Regelenergiemarkt Markt auf dem der Æ Systembetreiber Regelleistung (als Option) bezieht, die
er zur Sicherung der Versorgungszuverlässigkeit bereitstellt, daher eigentlich
„Regelleistungsmarkt“.
Regelleistung Bereitgestellte Kraftwerksleistung oder Leistung von Verbrauchern, die der
Æ Systembetreiber einsetzen kann, um das Gleichgewicht zwischen
Elektirzitätsangebot und –nachfrage herzustellen. Regelleistung kann weiter
unterschieden werden in Minutenreserve, Sekundärregelreserve und
Primärregelleistung.
Restlast Die Restlast ist die von Erzeugungssystemen zu deckende
Elektrizitätsnachfrage abzüglich der durch Erneuerbare Energien
bereitgestellten Energie.
Settlement-Regel Abrechnungsregeln, in denen festgelegt wird zu welchen Preisen die Gebote
an Strombörsen nach Feststellung des Gleichgewichtspreises abgerechnet
werden.
side payments Zahlungen, die in Strommärkten mit bei mehrteiligen Gebots- und
Preisstrukturen über die Energievergütung hinausgehen und z.B. die
Leistungsbereitstellung separat vergüten
SVE-Ansatz Der Struktur-Verhaltens-Ergebnis-Ansatz nach Mason und Bain beschreibt
die Beziehungen zwischen den grundlegenden Merkmalen, der Marktstruktur,
der Regulierung und dem Marktergebnis.
Systembetreiber Für die Zuverlässigkeit eines Elektrizitätsversorgungssystems verantwortliche
Institution. Er organisiert die Erbringung von Systemdienstleistungen.
Systemdienstleistungen Nach VDN: Für die Funktionstüchtigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems
unvermeidlichen Dienstleistungen, die Systembetreiber erbringen und damit
die Qualität der Stromversorgung bestimmen (dazu zählen Frequenzhaltung
durch den Einsatz von Regelleistung, Spannungshaltung,
Versorgungswiederaufbau, Betriebsführung).
Trading arrangement Siehe Æ Marktarchitektur
Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB)
In Deutschland: Eigentümer und Betreiber des Übertragungsnetzes und
Systembetreiber
Unit Commitment Tagesübergreifende Kraftwerkseinsatzplanung, auch als Blockeinsatz
bezeichnet
Zentralisierungsgrad (eines
Strommarktes)
Der Zentralisierungsgrad eines Strommarktes gibt an, in welchem Umfang
einer Koordinationsinstitution Kompetenzen zugewiesen werden.
144
7 Literaturverzeichnis
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730), aufgehoben durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-
Gesetz – EEG) sowie zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und des Mineralölsteuergesetzes
Vom 29. März 2000 (BGBl. I 2000, S. 305).
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BGBl Bundesgesetzblatt
BHKW Blockheizkraftwerk
E.ON Netz E.ON Netz GmbH
EE Erneuerbare Energien
EEG Erneuerbare Energien Gesetz
EEX European Energy Exchange (Leipzig)
EnBW TN EnBW Transportnetze AG
EnWG Energiewirtschaftsgesetz
EPRI Electric Power Research Institut, Palo Alto, California
FERC Federal Energy Regulatory Commission (USA).
GW Gigawatt
ICAP Installed Capacity
ISO Independent System Operator (Systembetreiber)
LOLP Loss of Load Probability
MCP Marginal Cost Pricing
MW Megawatt
MWh Megawattstunden
OTC Over the counter (Bezeichnung für bilaterale Märkte)
PaB Pay-as-bid
RTP Real-time pricing
RTP Real-time-Pricing
RWE net RWE net AG
SMD Standard Marktet Design
SMES Supraleitende Magnetische Speicher
SVE (Ansatz) Struktur-Verhalten-Ergebnis-Ansatz
159
TCC Transmission Congestion Contracts
TOU Time-of-Use
TWh Terawattstunden
UCTE Union for the Coordination of Transmission of Electricity, ehem. UCPTE
ÜNB Übertragungsnetzbetreiber
VDN Verband der Netzbetreiber e.V.
VET Vattenfall Europe Transmission GmbH
VoLL Value of Lost Load
