Source: https://www.grin.com/document/201361
Timestamp: 2020-08-11 20:22:06+00:00

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Einbindung von Biogas- und Bioerdgas-Blockheizkraftwerken in - GRIN
2 Einführung in die Direktvermarktung und den Regelenergiemarkt
2.1 Die Direktvermarktung nach dem EEG 2012
2.1.1 Direktvermarktung unter Inanspruchnahme der Marktprämie
2.1.2 Flexibilitätsprämie
2.2 Der deutsche Regelenergiemarkt
2.2.1 Regelleistungsarten
2.2.2 Struktur des Regelenergiemarktes
2.2.3 Präqualifikation zur Teilnahme am Regelenergiemarkt
2.2.4 Möglichkeiten des virtuellen Kraftwerks
3 Marktuntersuchung
3.1 Sekundärregelleistung
3.1.1 Positive Sekundärregelleistung
3.1.2 Negative Sekundärregelleistung
3.2 Minutenreserveleistung
3.2.1 Positive Minutenreserveleistung
3.2.2 Negative Minutenreserveleistung
4 Technische Anforderungen für Biogas- und Bioerdgas-Blockheizkraftwerke
4.1 Funktionsweise von Verstromungsanlagen für Biogas/Bioerdgas
4.1.1 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung
4.1.2 Bioerdgas-Blockheizkraftwerk
4.2 Eignung von Blockheizkraftwerken zur Regelenergiebereitstellung...
4.4 Technische Umrüstung
4.4.1 Informationstechnische Anbindung
4.4.2 Gasspeicher
4.4.3 Gasfackel
4.4.4 Wärmespeicher
4.4.5 Zusätzliche Erzeugungs-Kapazität
5 Wirtschaftliche Bewertung anhand von Beispielprojekten
5.1 Projekt I: Biogasanlage mit Vor-Ort-Verstromung (Bestandsanlage)
5.2 Projekt II: Bioerdgas-BHKW
5.2.1 Szenario IIa
5.2.2 Szenario IIb
5.2.3 Vergleich der Szenarien
5.3 Projekt III: Biogasanlage mit Vor-Ort-Verstromung (fiktive Anlage).
Abbildung 1: Einspeisevergütung und Vergütung nach Marktprämie im Vergleich
Abbildung 2: Geld- und Stromfluss - Unterschied zwischen Einspeisevergütung und Direktvermarktung mit Marktprämie.
Abbildung 3: Prinzip des Ausgleichs von Bilanzabweichungen
Abbildung 4: Die vier deutschen Regelzonen
Abbildung 5: Zeitverlauf beim Bezug von Regelenergie...
Abbildung 6: Frequenzverlauf nach einem Kraftwerksausfall von 2.800 MW in Frankreich am 21.08.2000, gemessen in Uchtelfingen, Deutschland..
Abbildung 7: Ablaufschema des Vergabemechanismus für Vorhaltung und Lieferung von Regelleistung.
Abbildung 8: Kostenzuordnung für die Vorhaltung und den Einsatz von Regelleistung ...
Abbildung 9: Musterprotokoll zum Nachweis der Erbringung positiver Sekundärregelleistung (Doppel-Hub)
Abbildung 10: Musterprotokoll zum Nachweis der Erbringung negativer Minutenreserveleistung (Doppel-Einsenkung) .
Abbildung 11: Ausgeschriebene und angebotene positive Sekundärregelleistung..
Abbildung 12: Mittlerer Leistungspreis für positive SRL in HT und NT
Abbildung 13: Relative Häufigkeitsverteilung der angebotenen Leistung und mittlere Leistungspreise der Leistungsangebote für positive SRL ..
Abbildung 14: Mittlerer Arbeitspreis für positive SRL in HT und NT
Abbildung 15: Mittlerer Arbeitspreis in Abhängigkeit vom Stunden-Leistungspreis für positive SRL in HT und NT..
Abbildung 16: Vorgehaltene und abgerufene positive SRL
Abbildung 17: Mittlere Abrufhöhe im Tagesverlauf (Viertel-Stunden-Werte) für positive SRL
Abbildung 18: Abrufgrad im Wochenverlauf (Tageswerte) für positive SRL in HT und NT
Abbildung 19: Abrufgrad im Jahresverlauf (Jahreszeit-Werte) für positive SRL in HT und NT.
Abbildung 20: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für positive SRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis...
Abbildung 21: Ausgeschriebene und angebotene negative Sekundärregelleistung
Abbildung 22: Mittlerer Leistungspreis für negative SRL in HT und NT...
Abbildung 23: Relative Häufigkeitsverteilung der angebotenen Leistung und mittlere Leistungspreise der Leistungsangebote für negative SRL..
Abbildung 24: Mittlerer Arbeitspreis für negative SRL in HT und NT..
Abbildung 25: Mittlerer Arbeitspreis in Abhängigkeit vom Stunden-Leistungspreis fürnegative SRL in HT und NT.
Abbildung 26: Vorgehaltene und abgerufene negative SRL..
Abbildung 27: Mittlere Abrufhöhe im Tagesverlauf (Viertel-Stunden-Werte) für negative SRL..
Abbildung 28: Abrufgrad im Wochenverlauf (Tageswerte) für negative SRL in HT und NT .. 43 Abbildung 29: Abrufgrad im Jahresverlauf (Jahreszeit-Werte) für negative SRL in HT und NT.
Abbildung 30: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für negative SRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis..
Abbildung 31: Gegenüberstellung der gebotenen Leistungspreise für positive und negative SRL in HT und NT
Abbildung 32: Gegenüberstellung der gebotenen Arbeitspreise für positive und negative SRL in HT und NT
Abbildung 33: Abrufgrad im Jahresverlauf (Monatswerte) für positive und negative SRL...
Abbildung 34: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für positive und negative SRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis.
Abbildung 35: Ausgeschriebene und angebotene positive Minutenreserveleistung
Abbildung 36: Mittlerer Leistungspreis für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben..
Abbildung 37: Gebotene mittlere Leistungspreise im Wochenverlauf (Tageswerte) für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 38: Relative Häufigkeitsverteilung der angebotenen Leistung und mittlere Leistungspreise der Leistungsangebote für positive MRL..
Abbildung 39: Mittlerer Arbeitspreis für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 40: Gebotene Arbeitspreise im Wochenverlauf (Tageswerte) für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben
Abbildung 41: Mittlerer Arbeitspreis in Abhängigkeit vom Stunden-Leistungspreis für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 42: Vorgehaltene und abgerufene positive MRL..
Abbildung 43: Mittlere Abrufhöhe im Tagesverlauf (Viertel-Stunden-Werte) für positive MRL..
Abbildung 44: Abrufgrad im Wochenverlauf (Tageswerte) für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben..
Abbildung 45: Abrufgrad im Jahresverlauf (Jahreszeit-Werte) für positive MRL in den einzelnen Zeitscheiben..
Abbildung 46: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für positive MRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis...
Abbildung 47: Ausgeschriebene und angebotene negative Minutenreserveleistung...
Abbildung 48: Mittlerer Leistungspreis für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 49: Gebotene Leistungspreise im Wochenverlauf (Tageswerte) für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben...
Abbildung 50: Relative Häufigkeitsverteilung der angebotenen Leistung und mittlere Leistungspreise der Leistungsangebote für negative MRL..
Abbildung 51: Mittlerer Arbeitspreis für negative MRL für die einzelnen Zeitscheiben
Abbildung 52: Gebotene Arbeitspreise im Wochenverlauf (Tageswerte) für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben
Abbildung 53: Mittlerer Arbeitspreis in Abhängigkeit vom Stunden-Leistungspreis für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 54: Vorgehaltene und abgerufene negative MRL..
Abbildung 55: Mittlere Abrufhöhe im Tagesverlauf (Viertel-Stunden-Werte) für negative MRL..
Abbildung 56: Abrufgrad im Wochenverlauf (Tageswerte) für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben..
Abbildung 57: Abrufgrad im Jahresverlauf (Jahreszeit-Werte) für negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben..
Abbildung 58: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für negative MRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis...
Abbildung 59: Gegenüberstellung der gebotenen Leistungspreise für positive und negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben.
Abbildung 60: Gegenüberstellung der gebotenen Arbeitspreise für positive und negative MRL in den einzelnen Zeitscheiben...
Abbildung 61: Abrufgrad im Jahresverlauf (Monatswerte) für positive und negative MRL
Abbildung 62: Absolute und relative Abrufhäufigkeit für positive und negative MRL in Abhängigkeit vom Arbeitspreis..
Abbildung 63: Biogasanlagenentwicklung in Deutschland.
Abbildung 64: Schema einer landwirtschaftlichen Biogasanlage
Abbildung 65: Wertschöpfungskette Biogas..
Abbildung 66: Biogas-Blockheizkraftwerk mit Gas-Otto-Motor ..
Abbildung 67: Kalt- und Warmstart eines Mikro-BHKW...
Abbildung 68: Schaltschrank eines Biogas-BHKW nach Installation des Informationssystems..
Abbildung 69: Beispiel für ein Tragluftfoliendach
Abbildung 70: Beispiele für freistehenden Doppelmembran-Speicher und Folienkissenspeicher..
Abbildung 71: Beispiele für stationäre und mobile Gasfackeln.
Abbildung 72: Beispiele für einen Pufferspeicher: schematische Darstellung und 150-m3- Pufferspeicher...
Abbildung 73: Basiskostenfunktion für Warmwasserspeicher...
Abbildung 74: Spezifische Richtpreise von Biogas-BHKWs (Basis: 127 Angebote).
Abbildung 75: Spezifische Richtpreise von Erdgas-BHKWs (Basis: 87 Angebote)...
Abbildung 76: Beispiel für einen Elektro-Flanschheizkörper mit einer Leistung von 320 kW
Abbildung 77: Projekt I: Biogasanlage mit Vor-Ort-Verstromung..
Abbildung 78: Schematische Darstellung von Szenario 1..
Abbildung 79: Doppel-Einsenkung gemäß Musterprotokoll für BHKW 1 (circa 180 kWel präqualifizierte Leistung)...
Abbildung 80: Kapitalwert von Szenario I in Abhängigkeit vom Leistungspreis für negative SRL .
Abbildung 81: Kapitalwert von Szenario I in Abhängigkeit vom Leistungspreis für negative MRL..
Abbildung 82: Schematische Darstellung von Szenario IIa.
Abbildung 83: Kapitalwert von Szenario IIa in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für negative SRL..
Abbildung 84: Kapitalwert von Szenario IIa in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für negative MRL.
Abbildung 85: Schematische Darstellung von Szenario IIb..
Abbildung 86: Kapitalwert von Szenario IIb in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für negative SRL..
Abbildung 87: Kapitalwert von Szenario IIb in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für negative MRL.
Abbildung 88: Vergleich der Kapitalwerte der Szenarien IIa und IIb bei einem mittleren Leistungspreis (0) in Abhängigkeit Arbeitspreis für negative SRL..
Abbildung 89: Vergleich der Kapitalwerte der Szenarien IIa und IIb bei einem mittleren Leistungspreis (0) in Abhängigkeit Arbeitspreis für negative MRL.
Abbildung 90: Schematische Darstellung von Szenario III...
Abbildung 91: Kapitalwert von Szenario III in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für positive SRL...
Abbildung 92: Kapitalwert von Szenario III in Abhängigkeit vom Leistungspreis und Arbeitspreis für positive MRL.
Abbildung 93: Vergleich der Kapitalwerte von Szenario III mit und ohne Flexibilitätsprämie bei einem mittleren Leistungspreis (0) in Abhängigkeit vom Arbeitspreis für positive SRL
Tabelle 1: Höhe der Managementprämie für „steuerbare“ Energieträger
Tabelle 2: Monatsmittelwert, Managementprämie und Referenzmarktwert für „steuerbare“ Energieträger im Jahr 2012 in Ct/kWh..
Tabelle 3: Positive und negative Regelenergie...
Tabelle 4: Charakteristika und Voraussetzungen der Regelleistungsarten..
Tabelle 5: Marktkennzahlen für postive SRL.
Tabelle 6: Abrufkennzahlen für postive SRL
Tabelle 7: Marktkennzahlen für negative SRL...
Tabelle 8: Abrufkennzahlen für negative SRL...
Tabelle 9: Marktkennzahlen für postive MRL...
Tabelle 10: Abrufkennzahlen für postive MRL.
Tabelle 11: Marktkennzahlen für negative MRL
Tabelle 12: Abrufkennzahlen für negative MRL...
Tabelle 13: Richtpreise größerer Warmwasserspeicher..
Tabelle 14: Kapitalwertberechnung Szenario I, Beispiele..
Tabelle 15: Kapitalwertberechnung Szenario IIa, Beispiele.
Tabelle 16: Kapitalwertberechnung Szenario IIb, Beispiele.
Tabelle 17: Berechnung der Flexibilitätsprämie für Projekt III.
Tabelle 18: Kapitalwertberechnung Szenario III, Beispiele..
Der Ausbau erneuerbarer Energien schreitet in Deutschland mit immer neuen Zubaurekorden voran. Spätestens seit der Gesetzgeber im Juni 2011 als Reaktion auf den Reaktorunfall von Fukushima den Ausstieg aus der Kernenergie bis 2021 beschlossen hat, steht die deutsche Energiewirtschaft vor dem größten Wandel ihrer Geschichte. Dazu ist es notwendig, die er­neuerbaren Energien besser in den Markt zu integrieren, sodass sie „lernen“, den Strom be­darfsorientiert zu erzeugen und gewinnbringend zu vermarkten.
Mit der Novellierung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) zum 01.01.2012 wurde ein weiterer Meilenstein gelegt, um den erneuerbaren Energien gleichberechtigte Alternativen zur festen EEG-Vergütung zu bieten und deren Marktintegration voranzubringen. Für Anlagenbe­treiber wurde mit der sogenannten Direktvermarktung unter Inanspruchnahme der Markt­prämie ein neuer Rahmen geschaffen, um den Strom nachfrageorientiert an Märkten verkau­fen und dadurch mögliche Zusatzerlöse erzielen zu können. Einen dieser Märkte stellt der Regelenergiemarkt dar.
Regelenergie wird im Rahmen der Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber eingesetzt, um Abweichungen zwischen Stromangebot und -nachfrage kurzfristig auszuglei­chen und somit die Stabilität des Stromnetzes zu gewährleisten. Durch die Zunahme fluktuie­render Energieerzeugung aus Sonnen- oder Windenergie wächst auch der Bedarf an Re­gelenergie, da vermehrt Angebotsschwankungen ausgeglichen werden müssen.
Biogas- und Bioerdgas-Blockheizkraftwerke (BHKW) sind in der Lage, flexibel und bedarfsori­entiert Energie zu erzeugen. Durch die neuen Regelungen des EEG 2012 bietet sich allen An­lagenbetreibern, auch denen von Bestandsanlagen, die Möglichkeit, die Vorteile ihrer Anlagen wirtschaftlich zu nutzen, um an den unterschiedlichen Märkten im Vergleich zur herkömmli­chen EEG-Vergütung Mehrerlöse zu erzielen, bspw. durch die Bereitstellung von Regelleis­tung.
Ziel dieser Arbeit ist die Untersuchung und Bewertung einer Teilnahme am Regelenergie­markt von Biogas- und Bioerdgas-BHKWs. Dabei soll zum einen geklärt werden, ob die techni­schen Anforderungen für die Bereitstellung der unterschiedlichen Regelleistungsarten erfüllt werden können. Zum anderen soll basierend auf einer detaillierten Marktuntersuchung das wirtschaftliche Potenzial anhand von Beispielprojekten ermittelt werden.
In Kapitel 2 dieser Arbeit werden zunächst die Grundlagen der Direktvermarktung nach dem EEG 2012 erläutert, die den notwendigen Rahmen für die Teilnahme erneuerbarer Energien am Regelenergiemarkt schafft. Dabei wird ausführlich auf die Direktvermarktung unter Inan­spruchnahme der Marktprämie eingegangen. In diesem Zusammenhang wird auch die Flexibi­litätsprämie erläutert, die eine zusätzliche Förderung für Anlagenbetreiber darstellt, die ihre Biogasanlage für eine möglichst flexible Stromproduktion umrüsten. Im zweiten Teil von Ka­pitel 2 wird auf die Struktur des deutschen Regelenergiemarktes sowie die unterschiedlichen Regelleistungsarten und Anforderungen, die eine Anlage im Rahmen einer Präqualifikation nachweisen muss, eingegangen.
Um einen Einblick und ein Gespür für den Regelenergiemarkt zu erhalten, wurden für den Zeitraum von Juli 2011 bis Juni 2012 die veröffentlichten Daten der Übertragungsnetzbetrei­ber für Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung zusammengetragen, aufgearbeitet und ausgewertet. Die Ergebnisse werden in Kapitel 3 umfassend erläutert. Dabei werden so­wohl die jeweiligen ausgeschriebenen Mengen, Preise und Leistungsgrößen als auch die tat­sächlich abgerufene Regelenergie im Jahresverlauf betrachtet.
In Kapitel 4 wird dargelegt, ob die Anforderungen des Regelenergiemarktes von Biogas- und Bioerdgas-Blockheizkraftwerken erfüllt werden können und welche zusätzlichen technischen Umrüstungen und Investitionen dafür eventuell notwendig sind.
Um abschließend auch eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit der Teilnahme am Regelener­giemarkt treffen zu können, werden in Kapitel 5 für drei Beispielprojekte zunächst verschie­dene Teilnahmeszenarien festgelegt. Für diese Szenarien wird unter Berücksichtigung der gewonnenen Erkenntnisse im Rahmen der Marktuntersuchung mit Hilfe der Kapitalwertme­thode geprüft, ob eine Realisierung für den jeweiligen Anlagenbetreiber vorteilhaft ist.
Für Erneuerbare-Energien-Anlagen, deren eingespeister Strom mit der festen Einspeisevergü­tung des EEG entlohnt wird, ist es aufgrund des Doppelvermarktungsverbots nach § 56 EEG untersagt, am Regelenergiemarkt teilzunehmen. Für die Erbringung von Regelleistung ist da­her stets ein Wechsel in die Direktvermarktung erforderlich (vgl. Wustlich / Müller 2011: 387). In diesem Kapitel wird zunächst auf die Grundlagen der Direktvermarktung eingegan­gen. Anschließend wird in Abschnitt 2.2 der deutsche Regelenergiemarkt ausführlich vorge­stellt.
Die Novellierung des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien- Gesetzes - EEG), die zum 01.01.2012 in Kraft trat - kurz EEG 2012 - widmet sich erstmals mit einem ganzen Abschnitt der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien. Bislang erzeugten die Anlagenbetreiber durch die feste EEG-Einspeisevergütung elektrische Energie weitestgehend losgelöst vom Markt und unabhängig von der Stromnachfrage. Zwar bot schon das EEG 2009 die Möglichkeit, den erzeugten Strom direkt zu vermarkten, jedoch war dies nur für wenige und niedrig vergütete EEG-Anlagen interessant. Der wirtschaftliche Anreiz für eine bedarfsorientierte Erzeugung war nicht gegeben, sodass die Marktintegration der erneuerbaren Energien bisher scheiterte (vgl. Wustlich / Müller 2011: 380f.).
Mit dem Ziel, die erneuerbaren Energien stärker in den Markt einzubinden und dadurch die Stromerzeugung vermehrt am Strombedarf auszurichten, entwickelte der Gesetzgeber die §§ 33a bis 33i des EEG 2012. Dabei nennt das EEG 2012 in § 33b drei Arten der Direktver­marktung:
1. Direktvermarktung unter Inanspruchnahme der Marktprämie
2. Direktvermarktung zum Zweck der Verringerung der EEG-Umlage durch ein Elektrizi­tätsversorgungsunternehmen (Grünstromprivileg)
Die geschaffenen Regelungen gelten sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen. Jeder Anlagenbetreiber kann monatlich entscheiden, ob er den Strom nach dem EEG vergüten lässt oder ihn in einer der oben genannten Formen direkt vermarkten möchte. Ein Wechsel der Vermarktungsform findet jeweils zum 1. Kalendertag eines Monats statt und ist dem Netzbe-treiber mindestens einen Kalendermonat im Voraus mitzuteilen (vgl. Wustlich / Müller 2011: 384). Das Recht auf die 20-jährige EEG-Vergütung bleibt in Dauer und Höhe unberührt und wird lediglich während der Direktvermarktung nicht in Anspruch genommen (vgl. Drescher et al. 2011: 5).
Im Rahmen der Direktvermarktung steht dem Anlagenbetreiber frei, wo und wie er den er­zeugten Strom handelt. Er kann ihn an einen Stromhändler verkaufen oder ihn selbst börslich oder außerbörslich („OTC“) vermarkten. Die Wahl des Marktes ist frei, z.B. Spotmarkt, Ter­minmarkt oder Regelenergiemarkt (vgl. Wustlich / Müller 2011: 389). Das Anbieten von Re­gelenergie unter Inanspruchnahme einer festen Einspeisevergütung stellt gemäß § 56 EEG eine unzulässige Doppelvermarktung dar. Um positive oder negative Regelleistung anbieten zu können, ist der Analgenbetreiber daher verpflichtet, in die Direktvermarktung zu wechseln (vgl. Thüringer Anstalt für Landwirtschaft 2011: 7).
Gemäß § 27 Abs. 4 EEG haben neue Biogasanlagen nur einen EEG-Vergütungsanspruch, wenn mindestens 60 % der anfallenden Wärme genutzt oder für die Erzeugung des Biogases min­destens 60 Masseprozent Gülle verwendet wird. Diese Mindestwärmenutzung bzw. Mindest­güllenutzung entfällt für den Anlagenbetreiber, wenn er den produzierten Strom direkt ver­marktet. Mit dieser Regelung wird ein nachhaltiger Betrieb der Anlage sichergestellt, da sie entweder einen Beitrag im Bereich Energieeffizienz bzw. Klimaschutz leistet oder zur Markt- und Systemintegration von Biogasanlagen beisteuert (vgl. Wustlich / Müller 2011: 386). Ab dem 01.04.2014 ist die Direktvermarktung für alle neuen Biogasanlagen mit einer installier­ten elektrischen Leistung größer 750 kWel verpflichtend (vgl. Thüringer Anstalt für Landwirt­schaft 2011: 7).
Für Biomasseanlagen ist besonders eine Vermarktung im Rahmen der Marktprämie wirtschaft­lich interessant. Im Gegensatz zu fluktuierenden Energieträgern wie Wind und Sonne sind sie in der Lage, bedarfsorientiert und flexibel Strom zu produzieren, sodass durch eine Vermark­tung zu Hochpreiszeiten im Vergleich zur EEG-Vergütung Mehrerlöse erzielt werden können (vgl. Drescher et al. 2011: 6). Aus diesem Grund wird im Folgenden das Prinzip der Markt­prämie näher erläutert.
Das Marktprämienmodell nach § 33g EEG wurde maßgeblich vom Fraunhofer ISI entwickelt. Für die meisten erneuerbaren Energien liegen die erzielbaren Markterlöse unterhalb der tech- nologiespezifischen EEG-Vergütung. Der Anlagenbetreiber erhält daher neben den erzielten Verkaufserlösen die Marktprämie - eine gesetzliche Förderung, die die Differenz zwischen Marktpreis und EEG-Einspeisevergütung ausgleicht (vgl. BMU 2011: 2). Sie basiert auf dem durchschnittlichen Börsenpreis für Stundenkontrakte (Monatsmittelwert) des abgelaufenen Monats an der Strombörse EPEX Spot (vgl. Holzhammer 2011: 21-23), unabhängig davon, an welchem Markt der jeweilige Anlagenbetreiber den Strom direkt vermarktet. Dadurch ergibt sich ein ökonomischer Anreiz für den Anlagenbetreiber, den Strom bedarfsorientiert zu pro­duzieren, da er durch den Verkauf zu Hochpreiszeiten im Vergleich zur Einspeisevergütung Mehrerlöse erzielen kann. Verkauft er jedoch den Strom zu einem unterdurchschnittlichen Börsenpreis, ist er im Vergleich zur Einspeisevergütung schlechter gestellt. Maren Hille (2011: 28) nennt dies die „zentrale Lenkungsfunktion“ der Marktprämie. Weiterhin werden Märkte wie z.B. der Regelenergiemarkt, auf denen im Vergleich zum Spotmarkt gegebenenfalls höhe­re Erlöse erzielt werden können, für den Anlagenbetreiber attraktiver (vgl. Wustlich / Müller 2011: 390).
Einen zusätzlichen Anreiz für Anlagenbetreiber stellt die Managementprämie dar, die ein zentraler Bestandteil der Marktprämie ist. Sie dient der Deckung zusätzlicher Kosten, die mit dem Wechsel in Direktvermarktung verbunden sind. Diese Kosten sind insbesondere „die notwendigen Kosten für die Börsenzulassung, für die Transaktion für die Erfassung der Ist­Werte und die Abrechnung, für die IT-Infrastruktur, das Personal und Dienstleistungen, für die Erstellung der Prognosen und für Abweichungen der tatsächlichen Einspeisung von der Progno­se.“ (EEG Anlage 4 Nr. 1.1)
Die Höhe der Managementprämie ist energieträgerspezifisch festgelegt und verläuft bis 2015 degressiv, da mit zunehmender Vermarktungserfahrung von sinkenden Kosten ausgegangen wird (vgl. Drescher et al. 2011: 9). Tabelle 1 zeigt die Entwicklung der Managementprämie für „steuerbare“ Energieträger (Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas, Biomasse und Geothermie).
Tabelle 1: Höhe der Managementprämie für „steuerbare“ Energieträger (EEG Anlage 4 Nr. 2.1.2)
Die eigentliche Berechnung und Umsetzung des Marktprämienmodells ist sehr einfach und transparent gestaltet. Zunächst ermitteln die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) kalendermo­natlich anhand der Daten der Strombörse EPEX Spot den durchschnittlichen Börsenpreis für den zurückliegenden Monat, den Marktwert („MW“). Dieser wird insbesondere für fluktuie­rende Technologien nochmals korrigiert, sodass für jede Erneuerbare-Energien-Technologie ein separater Marktwert ausgewiesen wird. Dies berücksichtigt den Umstand, dass die einge­setzten Technologien in der Regel zu unterschiedlichen Zeiten Strom ins Netz einspeisen. So wird bspw. naturbedingt der meiste Solarstrom in der Mittagszeit, also zu Peak-Zeiten erzeugt und besitzt damit einen höheren relativen Wert. Für Strom aus „steuerbaren“ Energieträgern, zu denen auch Biomasseanlagen zählen, entspricht der Marktwert dem tatsächlichen Mo­natsmittelwert der Stundenkontrakte an der EPEX Spot. Nach Abzug der technologiespezifi­schen Managementprämie („PM“) ergibt sich aus dem Marktwert der Referenzmarktwert („RW“) (vgl. Wustlich / Müller 2011: 390; EEG Anlage 4 Nr. 2.1).
Der Referenzmarktwert, der für alle Anlagen einer Technologie gleich ist, wird monatlich auf der Internetseite „eeg-kwk.net“ veröffentlicht. Die Werte der Monate Januar bis Juli 2012 für „steuerbare“ Energieträger sind in Tabelle 2 aufgeführt. Wenn der Anlagenbetreiber einen Vorteil gegenüber der festen Einspeisevergütung erzielen will, muss er seinen Strom mindes­tens zum Referenzmarktwert veräußern (vgl. Drescher et al. 2011: 8).
Tabelle 2: Monatsmittelwert, Managementprämie und Referenzmarktwert für „steuerbare“ Energieträ­ger im Jahr 2012 in Ct/kWh (vgl. ÜNB 2012a)
Die Differenz aus dem Referenzmarktwert und der anlagenspezifischen Einspeisevergütung („EV“) ergibt schließlich die Marktprämie („MP“). Diese wird von dem Netzbetreiber, an des­sen Netz die Anlage angeschlossen ist, an den Anlagenbetreiber ausgezahlt (vgl. Drescher et al. 2011: 7). Die Marktprämie wird über die EEG-Umlage finanziert (vgl. Wustlich / Müller 2011: 387).
Abbildung 1 verdeutlicht die Zusammensetzung der Marktprämie und das Verhältnis zur fes­ten Einspeisevergütung.
Die Marktprämie wird nur auf die tatsächlich eingespeiste Arbeit angerechnet und daher nicht auf die reine Bereitstellung von Leistung, wie es bspw. bei der Erbringung von negativer Re­gelleistung geschieht (vgl. Wustlich / Müller 2011: 389). Dies wird in Kapitel 2.2 noch näher erläutert.
Bezüglich der beteiligten Akteure und deren Beziehungen zueinander bringt die Direktver­marktung mit Marktprämie grundlegende Veränderungen im Vergleich zur Einspeisevergü­tung mit sich. Wie Abbildung 2 zeigt, kommt bei der Direktvermarktung neben Anlagenbe­treiber und Netzbetreiber ein Dritter hinzu, der den Strom erwirbt. Dadurch findet auch eine Verschiebung der Rechtsbeziehungen untereinander statt. Im Rahmen der festen Einspeise­vergütung ist der Netzbetreiber verpflichtet, dem Anlagenbetreiber den Strom gegen Zahlung der Einspeisevergütung abzunehmen. Die Vermarktung des Stroms übernehmen anschließend die ÜNB. Im Rahmen der Direktvermarktung nach Marktprämie kauft ein Dritter (Händler oder Letztverbraucher) den Strom und zahlt dem Anlagenbetreiber dafür den vereinbarten Preis. Der Netzbetreiber übernimmt lediglich die physikalische Abnahme des Stroms und zahlt dem Anlagenbetreiber die Marktprämie aus. Eine Verpflichtung des Anlagenbetreibers gegen­über dem Netzbetreiber besteht allerdings nicht (vgl. Wustlich / Müller 2011: 381, 388 f.).
Speziell für Betreiber von Biogasanlagen wurde im EEG 2012 zusätzlich zur Marktprämie als flankierendes Förderinstrument die Flexibilitätsprämie eingeführt, die im folgenden Abschnitt erläutert wird.
Betreibern von Biogasanlagen, die ihren Strom im Rahmen der Marktprämie vermarkten, bie­tet der Gesetzgeber mit der Flexibilitätsprämie eine zusätzliche Förderung „für die Bereitstel­lung zusätzlicher installierter Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung“ (§ 33i Abs. 1 EEG). Um zukünftig das Erzeugungsverhalten der fluktuierenden Energieträger Wind und Sonne besser ausregeln zu können, werden Anlagen mit einem flexiblen Anlagenbetrieb benötigt. Diese sollen eine Verschiebung der Stromerzeugung um bis zu zwölf Stunden er­möglichen (vgl. BMU 2011: 3). Dabei muss der jährliche Substrateinsatz und somit auch die Biogasmenge jedoch beibehalten werden (vgl. Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft 2012). Durch den Zubau von Erzeugungskapazitäten und den Ausbau der notwendigen Infra­struktur können Betreiber von Biogasanlagen die notwendige Flexibilität schaffen. Investitio­nen in zusätzliche BHKWs oder größere Gas- und Wärmespeicher können jedoch nicht allein durch die Direktvermarktung mit Marktprämie abgedeckt werden. Die Flexibilitätsprämie, die ebenfalls über die EEG-Umlage finanziert wird, soll die Refinanzierung unterstützen (vgl. Rührig et al. 2011: 7; Wustlich / Müller 2011: 394).
Um die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen zu können, müssen vier wesentliche Anforde­rungen erfüllt sein:
1. Der gesamte in der Anlage produzierte Strom muss für die Zeit der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie direkt vermarktet werden (vgl. § 33i Abs. 1 Nr. 1 EEG).
2. Die Bemessungsleistung der Anlage muss mindestens das 0,2-fache der installierten Leistung betragen, d. h. die Anlage muss eine Mindestauslastung von mindestens 20 % gewährleisten (vgl. § 33i Abs. 1 Nr. 2 EEG).
3. Die Anlagendaten sowie eine Erklärung zur Inanspruchnahme der Prämie müssen im Vorhinein an die Bundesnetzagentur übermittelt werden (vgl. § 33i Abs. 1 Nr. 3 EEG).
4. Ein Umweltgutachter muss vorab die Fähigkeit zur flexiblen und bedarfsorientierten Stromproduktion bestätigen (vgl. § 33i Abs. 1 Nr. 4 EEG).
Die Flexibilitätsprämie wird kalenderjährlich ermittelt und für maximal 10 Jahre gezahlt (vgl. § 33i Abs. 4 EEG). Die erstmalige Inanspruchnahme muss dem Netzbetreiber vorab mitgeteilt werden (vgl. § 33i Abs. 3 EEG).
Die Berechnung der Flexibilitätsprämie erfolgt nach den Vorgaben der Anlage 5 des EEG. Zu­nächst wird die Zusatzleistung („PZusatz“) unter Berücksichtigung eines Korrekturfaktors („fKor“) als Differenz von installierter Leistung („Pinst“) und Bemessungsleistung („PBem“) berechnet. Nach oben ist die Zusatzleistung auf das 0,5-fache der installierten Leistung gedeckelt. Erfüllt die Anlage nicht die zweite der oben genannten Anforderungen, wird die Zusatzleistung auf den Wert „Null“ gesetzt (vgl. EEG Anlage 5 Nr. 2.2).
Der Korrekturfaktor berücksichtigt die aufgrund von Wartungsarbeiten geringere Jahresver­fügbarkeit der Stromerzeugungseinheiten sowie die vom jeweiligen Einsatzkonzept abhängige Anlagenauslastung. Diese ist für Biogasanlagen, bei denen das Biogas direkt vor Ort verstromt wird, typischerweise höher als bei Bioerdgas-BHKWs. Diese werden für gewöhnlich in Abhän­gigkeit vom angeschlossenen Wärmeverbrauch (wärmegeführt) betrieben und weisen daher geringere Auslastungen auf (vgl. Rohrig et al. 2011: 8; Wustlich / Müller 2011: 395). Eine nähere Erläuterung der unterschiedlichen Anlagentechniken und deren Betriebsweisen erfolgt in Kapitel 4.1.
Neben den ermittelten Leistungen fließt in die Berechnung der Flexibilitätsprämie („FP“) noch die Kapazitätskomponente („KK“) ein. Diese belohnt jede zusätzliche flexible Anlagenleistung mit einem fixen Betrag. Der Gesetzgeber hat den Betrag mit 130 Euro pro Kilowatt zusätzli­cher Leistung festgelegt (vgl. EEG Anlage 5 Nr. 2.1 und 2.3).
In der Literatur wird davon ausgegangen, dass eine Refinanzierung der Investitionen allein mit Hilfe der Flexibilitätsprämie nicht möglich ist. Daher ist es notwendig, die gewonnene Flexibilität durch eine sinnvolle Anlagenfahrweise zu nutzen, um Mehrerlöse am Markt zu erzielen. Dabei macht es bspw. Sinn, die Stromeinspeisung vermehrt in Hochpreiszeiten (Peak-Zeiten) zu verlagern oder aber die erweiterten Kapazitäten zur flexiblen Bereitstellung von Regelleistung zu nutzen (vgl. Drescher et al. 2011: 16; Thüringer Anstalt für Landwirt­schaft 2011: 10).
Da Strom sich nur in begrenztem Umfang speichern lässt, ist es notwendig, dass zu jedem Zeitpunkt soviel elektrische Energie erzeugt wie verbraucht wird. Um die Netzfrequenz von 50 Hz aufrecht zu erhalten, muss der Saldo aus Ein- und Ausspeissung also möglichst Null betragen. Ungleichgewichte in diesem Verhältnis führen zu Frequenzschwankungen und können die Netzstabilität und Versorgungssicherheit gefährden. Diese Ungleichgewichte können sowohl angebotsseitige (z.B. Kraftwerksausfall, Prognosefehler, Stromnetzausfall) als auch nachfrageseitige (z.B. starker Verbrauchsanstieg, unerwartete Abschaltung großer Lasten) Ursachen haben (vgl. CONSENTEC / Haubrich 2008: 3 f.; Growitsch et al. 2007: 3; Brückl 2006: 3).
Der Ausgleich der Ungleichgewichte erfolgt mit Hilfe von Regelenergie. Diese stellt dabei lediglich einen Teil der Ausgleichsenergie dar. Sollten in den einzelnen Bilanzkreisen einer Regelzone positive oder negative Bilanzabweichungen auftreten, kompensieren die Bilanzkreise diese in einem ersten Schritt durch den rein bilanziellen Austausch von Ausgleichsenergie untereinander. Nur der letztlich bestehende positive oder negative Regelzonensaldo wird durch die ÜNB als Regelzonenverantwortliche durch die physische Bereitstellung von Regelenergie ausgeglichen. Im Beispiel in Abbildung 3 ergibt sich ein Regelzonensaldo von 40 MWh, den der ÜNB durch Regelenergie kompensieren muss (vgl. Ströbele 2010: 234). Die Regelenergie stellt somit genau den Teil der Ausgleichsenergie dar, der nicht durch die Interaktion der Bilanzkreise ausgeglichen werden kann (vgl. Müller­Kirchenbauer / Zenke 2001: 696 f.).
Gemäß § 13 EnWG obliegt die Vorhaltung und der Einsatz notwendiger Kapazitäten zur Be­reitstellung von Regelenergie den ÜNB der vier deutschen Regelzonen - 50Hertz Transmissi­on GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH und TransnetBW GmbH (vgl. Abbildung 4). Im Rahmen des Netzregelverbundes (NRV) versuchen sie seit 2008 den Einsatz von Re­gelenergie sowohl technisch als auch wirtschaftlich zu optimieren, um den gegenläufigen Ab­ruf von Regelleistung zu vermeiden (vgl. ÜNB 2012b; Ströbele 2010: 232 f.). Zusätzlich ko­operieren die ÜNB fast aller kontinentaleuropäischer Staaten miteinander im Verband Euro­päischer Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E1 und besitzen mit der Frequenz-Leistungs­Regelung ein einheitliches Regelverfahren (vgl. Growitsch et al. 2007: 4).
Grundsätzlich lässt sich Regelenergie in positive und negative Regelenergie einteilen (siehe Tabelle 3). Liegt ein positiver Regelzonensaldo vor, wird mehr Energie verbraucht als erzeugt, wodurch die Netzfrequenz unter den Sollwert von 50 Hz sinkt (Unterspeisung). Um die Netz­frequenz zu erhöhen, wird durch den ÜNB positive Regelenergie abgerufen, indem zusätzliche Kraftwerksleistungen zugeschaltet oder Verbraucherlasten abgeschaltet werden. Wird hinge­gen mehr Energie in das Netz eingespeist als verbraucht wird, erhöht sich die Netzfrequenz über den Sollwert von 50 Hz (negativer Regelzonensaldo, Überspeisung). Durch gezieltes Abschalten von Erzeugungskapazitäten bzw. das Zuschalten von Lasten, also den Abruf nega­tiver Regelenergie, kann die Netzfrequenz wieder auf den Sollwert gesenkt werden (vgl. Gro- witsch et al. 2007: 3 f.; Kamper 2010: 12 f.).
Tabelle 3: Positive und negative Regelenergie (vgl. Scherbinski 2011: 19)
Nach den geltenden Regeln des ENTSO-E werden drei Regelleistungsarten im Rahmen der Frequenz-Leistungs-Regelung hinsichtlich des Abrufprinzips, ihrer technischen Anforderungen und ihrer zeitlichen Aktivierung unterschieden (vgl. Mezger 2007: 5):
1. Primärregelung (primary control)
2. Sekundärregelung (secondary control)
3. Minutenreserve (tertiary control)
Die Primärregelung soll bei Leistungsungleichgewichten für eine schnelle Stabilisierung der Netzfrequenz sorgen. Hierfür werden im gesamten europäischen Synchronverbund des ENTSO-E ± 3.000 MW als Primärregelleistung vorgehalten, die gemäß dem Solidaritätsprin­zip unabhängig vom Entstehungsbereich der Frequenzabweichung aktiviert werden können. Die Bereitstellung dieser Leistung wird entsprechend des Energiebedarfs auf die ÜNB der ein­zelnen Länder aufgeteilt (vgl. Kamper 2010: 14; Ströbele et al. 2010: 233). In Deutschland betrug die vorgehaltene Primärregelleistung 2011 ± 612 MW (ÜNB 2012c: 5). Die Leistung wird überwiegend von großen Kraftwerken bereitgestellt, die eine Nennleistung von über 100 MW besitzen (insbesondere Dampfkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke). Diese müs­sen gemäß TransmissionCode 20072 primärregelfähig sein und mindestens ± 2 % ihrer Nenn­leistung, mindestens aber ± 2 MW zurückhalten, um diese bei Bedarf als positive oder negati­ve Primärregelenergie zur Verfügung stellen zu können (vgl. VDN 2007a: 51; Growitsch et al. 2007: 5 f.).
Kommt es zu einer Frequenzabweichung, wird die Primärregelung automatisch über proporti­onale Drehzahlregler (P-Regler) aktiviert und die Primärregelkraftwerke müssen ihre Leistung innerhalb von 30 Sekunden anpassen. Die Primärregelung muss über 15 Minuten gehalten werden können. Da sich die Leistung der simultan betriebenen Großkraftwerke nicht beliebig fein steuern lässt, sorgt die Primärregelung zunächst nur für einen groben Ausgleich der Fre­quenzabweichung und wird schließlich durch die Sekundärregelung abgelöst. Die Primärre­gelleistung wird wieder freigesetzt, sodass sie für neue Regelvorgänge zur Verfügung steht (vgl. Swider 2006: 12; Growitsch et al. 2007: 5 f.; Kamper 2010: 14). Abweichungen unter ± 10 mHz werden direkt über die Sekundärregelung in den einzelnen Regelzonen ausgere­gelt, da diese aufgrund eines proportional-integralen Verhaltens (PI-Regler) eine wesentlich feinere Steuerbarkeit aufweist. Die Primärregelung wird in diesen Fällen nicht benötigt (vgl. Swider 2006: 13; Kamper 2010: 16).
Innerhalb von 30 Sekunden nach Frequenzabweichung wird die Sekundärregelung automa­tisch über einen zentralen Frequenzregler des jeweiligen ÜNB aktiviert. Im Unterschied zur Primärregelung wird die Sekundärregelung jedoch größtenteils nur in der Regelzone abgeru­fen, in der die Frequenzabweichung verursacht wurde. Die vom jeweiligen ÜNB gesicherten Kapazitäten müssen die angefragte Leistung nach ENTSO-E-Vorgaben spätestens nach 15 Mi­nuten bzw. gemäß TransmissionCode sogar nach maximal fünf Minuten vollständig bereitstel­len. Außerdem muss die Leistung bis zu einer Stunde gehalten werden können (vgl. Gro- witsch et al. 2007: 6 f.; Miluchev 2007: 3 f.; Swider 2006: 12f.).
Die Sekundärregelung wird wiederrum innerhalb der betroffenen Regelzone nach und nach durch die Minutenreserve (oder auch Tertiärregelung) unterstützt oder wird bei längeren Störungen ganz von dieser ersetzt. Bei einem Abruf muss diese innerhalb von 15 Minuten vollständig aktiviert sein. Die Minutenreserve muss über ein Dauer von einer Stunde bzw. bei mehreren Störungen für mehrere Stunden gehalten werden können (vgl. Growitsch et al. 2007: 7). Seit dem 03.07.2012 erfolgt der Abruf von Minutenreserve automatisiert über eine informationstechnische Verbindung zwischen Anschluss-ÜNB3 und dem Anbieter der Minuten­reserve. Vorher wurde der Abruf durch eine telefonische Anweisung des ÜNB getätigt (vgl. BNetzA 2011a: 2-4).
Nach einer Stunde übernimmt der Bilanzkreisverantwortliche des betroffenen Bilanzkreises die Verantwortung für die Netzstabilität (vgl. Ströbele et al. 2010: 233). Durch den Einsatz von Stundenreserven muss er die Minutenreserve ablösen, falls die Abweichung noch nicht vollständig behoben ist. Anders als die drei Regelleistungsarten werden Stundereserven nicht öffentlich ausgeschrieben (siehe hierzu Kapitel 2.2.2). Der Bilanzkreis bezieht diese im Rah­men von bilateralen Verträgen mit Kraftwerken oder durch Bezug am Intra-Day-Handel der Leipziger Strombörse. Hier kann kurzfristig für die nächsten Stunden Strom gekauft oder bei Überkapazitäten verkauft werden (vgl. Growitsch et al. 2007: 7 f.; Kamper 2010: 16).
Exemplarisch zeigt Abbildung 6 den Frequenzverlauf in Folge eines Kraftwerksausfalls von 2.800 MW am 21.08.2000 in Frankreich. Durch den plötzlichen Leistungsabfall sackte die Frequenz um über 0,1 Hz ab. Durch die schnelle Aktivierung der Primärregelung konnte der Abfall abgefedert und auf einem quasi-stationären Wert unterhalb der Sollfrequenz stabilisiert werden. Durch den Abruf von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung konnte schließlich die Frequenz in einen normalen Betriebszustand zurückgeführt werden, sodass die Störung in weniger als 10 Minuten ausgeregelt wurde (vgl. Swider 2006: 9).
Als Folge der Entflechtung von Energieerzeugung und Netzbetrieb („Unbundling“) dürfen die ÜNB nicht über eigene Kraftwerke zur Bereitstellung der notwendigen Regelenergie verfügen. Sie sind gemäß § 22 Abs. 2 EnWG vielmehr dazu verpflichtet, sich die benötigten Kapazitäten in einem transparenten und diskriminierungsfreien Ausschreibeverfahren zu beschaffen (vgl. Drescher et al. 2011: 11). Zunächst schrieb jeder ÜNB den von ihm benötigten Bedarf an Pri­mär-, Sekundär- und Minutenreserveleistung separat aus. Seit 01.12.2006 erfolgen die Aus­schreibungen für die Minutenreserveleistung aller vier ÜNB über die gemeinsame Internet- plattform „www.regelleistung.net“. Ein Jahr später am 01.12.2007 wurde die gemeinsame Ausschreibung von Primär- und Sekundärregelleistung ebenfalls über diese Ausschreibungs­plattform aufgenommen (vgl. ÜNB 2012b). Die Plattform wird von der Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde überwacht und als „Regelenergiemarkt“ bezeichnet (vgl. Drescher et al. 2011: 11).
Jeder Betreiber einer Erzeugungs- oder Verbrauchsanlage („Bereitstellungsanlage“) kann an den Ausschreibungen am Regelenergiemarkt teilnehmen, sofern die Anlage ihre Leistung ge­mäß der im TransmissionCode 2007 festgeschriebenen Regeln kurzfristig ändern kann (vgl. Drescher et al. 2011: 11). Um die „technischen und organisatorischen Mindestvoraussetzun­gen an den Betrieb“ zu überprüfen, wird die Anlage zunächst einem Präqualifikationsverfah­ren unterzogen (vgl. Kurscheid 2009: 22). Auf das Präqualifikationsverfahren wird in Ab­schnitt 2.2.3 näher eingegangen. Nach erfolgreicher Präqualifikation schließt der Anbieter mit dem Anschluss-ÜNB für jede Regelleistungsart, die er anbieten möchte, einen Rahmenver- trag4. Dieser ist Voraussetzung für die Teilnahme an den Ausschreibeverfahren (vgl. ÜNB 2012e).
Jeder Marktteilnehmer kann sich mit einer Benutzer-ID und einem Kennwort auf der Inter­netplattform einloggen und anschließend seine Gebote abgeben. Alle drei Regelleistungsarten werden einzeln ausgeschrieben. Im Rahmen der Ausschreibung unterscheiden sich die drei Regelleistungsarten hinsichtlich einiger Charakteristika voneinander, die im Folgenden näher erläutert werden:
- Ausschreibungszeitraum: Für Primärregelleistung (PRL) und Sekundärregelleistung (SRL) erfolgt die Ausschreibung wöchentlich mit einem Erbringungszeitraum von ei­ner Woche5, d. h. die angebotene Leistung muss für eine Woche (Montag bis Sonntag) in dem angebotenen Zeitraum (siehe Angebotsblöcke) vorgehalten werden. Bei einem Abruf in diesem Zeitraum muss die nachgefragte Regelenergie geliefert werden. Die Ausschreibung für PRL bzw. SRL findet in der Vorwoche in der Regel dienstags bzw. mittwochs für die Folgewoche statt. Die Angebote müssen bis 15:00 Uhr abgegeben werden. Bis spätestens 16:00 Uhr hat die Information über den Zuschlag durch die ÜNB zu erfolgen (vgl. BNetzA 2011b: 2; BNetzA 2011c: 2).
Die Ausschreibung von Minutenreserveleistung (MRL) findet täglich statt und zwar am Vortag für den jeweiligen Folgetag. Sollte der Vortag ein Samstag, Sonntag oder Feier­tag sein, wird die Ausschreibung auf den vorhergehenden Arbeitstag vorgezogen. Die Angebotsabgabe hat bis 10:00 Uhr zu erfolgen. Das Ergebnis der Zuschlagserteilung ist dem Anbieter bis spätestens 11:00 Uhr durch die ÜNB mitzuteilen (vgl. BNetzA 2012a: 2).
Alle Ausschreibungstermine sind auf der Internetplattform „www.regelleistung.net“ in einem Ausschreibungskalender ausgewiesen.
- Produkte: Für SRL und MRL werden positive und negative Regelleistung getrennt voneinander ausgeschrieben. Bei PRL erfolgt diese Unterscheidung nicht (symmetri­sche Ausschreibung), sodass der Anlagenbetreiber bei einem Zuschlag grundsätzlich positive und negative Regelleistung vorhalten muss (vgl. ÜNB 2012g).
Die Ausschreibung von PRL findet nur für die Folgewoche im Ganzen statt, wohinge­gen SRL und MRL jeweils in Zeitscheiben ausgeschrieben werden. Die SRL wird für die zwei Zeitscheiben Hauptzeit (HT) und Nebenzeit (NT) getrennt vergeben. Die Zeit von Montag bis Freitag jeweils von 0:00 Uhr bis 8:00 Uhr und 20:00 Uhr bis 24:00 Uhr sowie an allen Samstagen, Sonntagen und bundeseinheitlichen Feiertagen von 0:00 Uhr bis 24:00 Uhr bildet die Nebenzeit. Die übrige Zeit von Montag bis Freitag von 8:00 Uhr bis 20:00 Uhr zählt zur Hauptzeit (vgl. BNetzA 2011c: 2). Die Nebenzeit umfasst also in einer gewöhnlichen Woche ohne Feiertage fast doppelt so viele Stun­den (108 Stunden) wie die Hauptzeit (60 Stunden). Die MRL wird für sechs Vier- Stunden-Intervalle einzeln ausgeschrieben: 0:00 Uhr bis 4:00 Uhr, 4:00 Uhr bis 8:00 Uhr, 8:00 Uhr bis 12:00 Uhr, 12:00 bis 16:00 Uhr, 16:00 Uhr bis 20:00 Uhr und 20:00 Uhr bis 24:00 Uhr (vgl. BNetzA 2011a: 2; Growitsch et al. 2010: 211).
Somit gibt es unter Berücksichtigung der Aufteilung nach positiver und negativer Re­gelleistung für SRL insgesamt vier Produkte und für MRL zwölf Produkte, für die ein Angebot abgegeben werden kann.
- Vergütung: Die abgegebenen Angebote bei den Auktionen von SRL und MRL enthal­ten neben der Höhe der angebotenen Leistung einen gewünschten Leistungs- und Ar­beitspreis. Der Leistungspreis in Euro pro MW wird für die reine Vorhaltung der Kapa­zitäten über den jeweiligen Zeitraum gezahlt. Der gewünschte Arbeitspreis in Euro pro MWh wird zusätzlich zum Leistungspreis nur bei einem Abruf durch den ÜNB für die tatsächliche geleistete Regelarbeit gezahlt. Somit handelt es sich bei den Auktionen von SRL und MRL um Multi-Unit-Auktionen, bei denen in einem Gebot zwei verschie­dene Produkte (Vorhaltung bzw. Lieferung) zu zwei unterschiedlichen Preisen (Leis­tungspreis bzw. Arbeitspreis) angeboten werden (vgl. Ströbele et al. 2010: 233; Kur­scheid 2009: 23; Drescher et al. 2011: 11).
Die tatsächlich geleistete Arbeit der Primärregelung kann aus technischen Gründen nicht gemessen werden, sodass die Anbieter von PRL lediglich mit einem Leistungs­preis vergütet werden (vgl. Ströbele et al. 2010: 233).
- Mindestangebotsgröße: Die Mindestangebotsgröße für eine Teilnahme an der PRL- Ausschreibung ist seitens der Bundesnetzagentur auf ± 1 MW festgelegt. Für die Teil­nahme an der SRL- bzw. MRL-Ausschreibung müssen mindestens 5 MW angeboten werden, unabhängig davon, ob es sich um positive oder negative Regelleistung han- delt.6 Um die Mindestangebotsgröße zu erreichen, ist es gestattet, mehrere Anlagen in einem Kraftwerks-Pool (virtuelles Kraftwerk) zusammenzufassen. Auf das Prinzip des virtuellen Kraftwerks wird in Abschnitt 2.2.4 noch näher eingegangen. Für alle Regel­leistungsarten beträgt das Angebotsinkrement einheitlich 1 MW (vgl. BNetzA 2011a: 3; BNetzA 2011b: 3; BNetzA 2011c: 2 f.).
Die Charakteristika der drei Regelleistungsarten, die in diesem und dem vorherigen Abschnitt beschrieben wurden, sind in Tabelle 4 zusammenfassend dargestellt.
Tabelle 4: Charakteristika und Voraussetzungen der Regelleistungsarten
Die ausgeschriebene Kapazität wird nach Ausschreibungsende gemäß einer sogenannten Me- rit-Order-Liste auf die Anbieter verteilt. Dafür werden alle abgegebenen Angebote nach auf­steigenden Leistungspreisen gestaffelt und die Regelleistung solange auf die Anbieter aufge­teilt, bis die ausgeschriebene Menge erreicht ist (vgl. Flinkerbusch 2011: 174). Bei der Verga­be dürfen angebotene Leistungen zur exakten Deckung des Gesamtbedarfs auch bis auf Min­destangebotsgröße gekürzt werden (vgl. BNetzA 2011a: 3; BNetzA 2011c: 3). Jeder Anbieter, der einen Zuschlag erhält, bekommt dabei den von ihm gebotenen Leistungspreis. Dieses Zu­schlagsverfahren orientiert sich an der sogenannten Scoring Rule.
Der Abruf von Regelleistung (SRL und MRL) erfolgt ebenfalls nach einer Merit-Order-Liste, indem die bezuschlagten Gebote nach steigenden Arbeitspreisen geordnet und in dieser Rei­henfolge abgerufen werden (vgl. Drescher et al. 2011: 11; Ströbele et al. 2010: 233; Kur­scheid 2009: 23). Durch diese sogenannte Settlement Rule wird gewährleistet, dass die benö­tigte Regelenergie genau durch diejenigen Anbieter produziert wird, die sie auch am preis­günstigsten liefern können. Anders als bei manch anderen Vergabeverfahren bekommen die Anbieter für die Vorhaltung und Lieferung von Regelenergie keine Einheitspreise gezahlt, sondern jeweils die individuell geforderten Leistungs- und Arbeitspreise (vgl. Flinkerbusch 2011: 174).
Sollte ein Anbieter wiederholt nicht in der Lage sein, die zugeschlagene Leistung vorzuhalten bzw. liefern zu können, sind die ÜNB dazu berechtigt eine Vertragsstrafe einzufordern. Deren Höhe unterscheidet sich je Regelleistungsart und ist in den jeweiligen Rahmenverträgen fest­gelegt:
- Sekundärregelleistung:
Für nicht vorgehaltene bzw. gelieferte SRL kann der ÜNB eine Strafe in Höhe des zehnfachen Kürzungsbetrages, der sich aus der mengen- und zeitanteiligen Kürzung der Leistungsentgelte im relevanten Zeitraum ergibt, verlangen (vgl. ÜNB 2012l: 32).
- Minutenreserveleistung:
Für nicht vorgehaltene bzw. gelieferte MRL kann jeweils eine Strafe in Höhe dieser Leistung multipliziert mit der Dauer der Produkt-Zeitscheibe und dem dreifachen Be­trag des stündlichen Marktpreises am EPEX-Day-Ahead-Spotmarkt im relevanten Zeit­raum eingefordert werden (vgl. ÜNB 2012m: 44 f.).
Nach Angabe der ÜNB werden die genannten Vertragsstrafen tatsächlich von den Anbietern eingefordert. Sollte es zu wiederholten Vertragsverletzungen kommen, kann den Anlagen außerdem die Präqualifikation entzogen werden (vgl. E-Mail-Korrespondenz mit der TenneT TSO GmbH am 25.07.2012).
In dem seltenen Fall, dass die abgerufene Regelleistung die vorgehaltenen Kapazitäten über­steigt, wird zusätzliche Regelenergie aus dem Ausland bezogen. Hierfür haben die ÜNB mit den an Deutschland angrenzenden Staaten bilaterale Verträge über die Lieferung von Notre­serven geschlossen. Dabei handelt es sich um beidseitige Verträge, sodass bei einer Unterde­ckung im Ausland der deutsche Netzregelverbund aushilft (vgl. E-Mail-Korrespondenz mit der TenneT TSO GmbH am 11.07.2012).
Das Ablaufschema in Abbildung 7 zeigt nochmals alle Schritte, die aus Sicht des Anlagenbe­treibers bei einer Teilnahme am Regelenergiemarkt zu durchlaufen sind, angefangen bei den vorbereitenden Maßnahmen (Präqualifikation, Rahmenvertrag) bis hin zur Angebotsabgabe und Leistungserbringung.
Momentan sind 42 Anbieter für den Regelenergiemarkt präqualifiziert (Stand: 27.06.2012). Davon bieten 14 Primärregelleistung (PRL), 15 Sekundärregelleistung (SRL) und 35 Minuten­reserveleistung (MRL) an (vgl. ÜNB 2012h). Eine detaillierte Auflistung aller Anbieter ist im Anhang zu finden (Tabelle A-1). Darunter befinden sich sowohl Betreiber von konventionellen Großkraftwerken als auch Betreiber von virtuellen Kraftwerken.
Da die Regelleistungsvorhaltung zu den Systemdienstleistungen der ÜNB zählt, werden die Kosten für die Vorhaltung (gezahlte Leistungspreise) über die Netzentgelte direkt auf die Ver­braucher umgelegt. 2010 betrugen diese Kosten insgesamt 697 Mio. Euro (PRL: 107 Mio. Eu­ro, SRL: 505 Mio. Euro, MRL: 85 Mio. Euro) (vgl. BNetzA 2011d: 109; Bundeskartellamt 2011: 55). Die Kosten für die tatsächlich gelieferte Regelenergie, welche sich aus der Summe der gezahlten Arbeitspreise ergeben, werden hingegen im Rahmen der Ausgleichsenergie von den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) getragen (siehe Abbildung 8) (vgl. Bundeskartellamt 2011: 55).
Wie in Kapitel 2.2.2 beschrieben, müssen potenzielle Anbieter, um für die Teilnahme am Re­gelenergiemarkt zugelassen zu werden, ihre Anlagen vorab durch den Anschluss-ÜNB präqua- lifizieren lassen. Das Präqualifikationsverfahren stellt sicher, dass alle technischen und organi­satorischen Mindestanforderungen für die ordnungsgemäße Erbringung von Regelleistung erfüllt sind. Die Präqualifikationsanforderungen sind im TransmissionCode 2007 der vier ÜNB enthalten. Kapitel 5 „Systemdienstleistung“ nennt dabei für jede Regelenergieart die allge­meinen Anforderungen und Anhang D die detaillierten Anforderungen (vgl. ÜNB 2012f; Kur­scheid 2009: 22). Die Durchführung der Präqualifikation ist jederzeit möglich. Sobald alle erforderlichen Unterlagen, Nachweise und Protokolle beim Anschluss-ÜNB vorliegen, dauert das Verfahren in der Regel wenigstens zwei Monate (vgl. ÜNB 2012f).
Alle notwendigen Präqualifikationsunterlagen, der TransmissionCode 2007 sowie Musterver­träge und Musterprotokolle stehen auf der Ausschreibungsplattform der ÜNB (www.regeleistung.net) zum Download zur Verfügung.
Die Voraussetzungen für die Bereitstellung von Primärregelleistung sind, wie bereits in den vorangegangen Abschnitten beschrieben wurde, sehr hoch. Insbesondere die hohen Anforde­rungen an die Aktivierungszeit (unter 30 Sekunden) oder die Frequenzmessung sowie das gleichzeitige Vorhalten positiver und negativer Regelleistung können von Biogas- und Bioerd- gas-BHKWs, wie sie im Rahmen dieser Arbeit untersucht werden, nicht erfüllt werden (vgl. VDN 2003: 5 f.). Die schnellste Aktivierungszeit eines BHKW beträgt mindestens eine Minute (siehe hierzu Kapitel 4.2). Aus diesem Grund werden in den weiteren Ausführungen nur die beiden Regelleistungsarten Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung betrachtet. Im Folgenden werden die technischen und betrieblichen sowie informationstechnischen und or­ganisatorischen Anforderungen, die die Präqualifikation gemäß TransmissionCode 2007 an Anlagen (Technischen Einheiten) für die Bereitstellung von SRL und MRL stellt, näher erläu­tert.
2.2.3.1 Technische und betriebliche Anforderungen
Der Anbieter hat als Anlage zu den Präqualifikationsunterlagen zusätzlich ein Datenblatt ein­zureichen, in dem die technischen Eigenschaften jeder Technischen Einheit angegeben sind. Die Beispieldatenblätter für SRL und MRL, die die ÜNB auf der Ausschreibungsplattform zur Verfügung stellen, sind im Anhang (Tabelle A-2 und Tabelle A-3) abgebildet. Diese beinhalten insbesondere folgende Daten, von denen einige näher erläutert werden (vgl. FNN 2009: 7):
- Name der Technischen Einheit
- Netzanschlusspunkt/Einspeiseort
Der Anbieter muss für jede Technische Einheit den Einspeiseort nennen. Falls die Technische Einheit nicht direkt an das Netz des Anschluss-ÜNB angeschlossen ist, müssen zusätzlich alle betroffenen Verteilnetzbetreiber bescheinigen, dass sie der Er­bringung von Regelleistung und dem Transport der Regelenergie zustimmen (vgl. FNN 2009: 8; VDN 2007b: 4).
- Anschluss-Netzbetreiber und Anschluss-Regelzone (zuständiger ÜNB)
- zugeordneter Bilanzkreis und Bilanzkreisverantwortlicher
- Typ (hydraulisch, thermisch, Speicher, etc.)
- Primärenergieträger (Steinkohle, Gas, Wasser, etc.)
- maximale und minimale Leistung
- maximal verfügbare Regelleistung (positiv und negativ)
- Leistungsgradienten (positiv und negativ)
Für beide Regelleistungsarten muss ein Nachweis erbracht werden, dass die zu präqualifizierende Regelleistung innerhalb der geforderten Zeit (SRL: 5 Minuten, MRL: 15 Minuten) vollständig abgerufen werden kann. Für die Rückführung auf den Ausgangspunkt nach Abrufende gelten dieselben Anforderungen. Der Nachweis ist durch eine Testfahrt gemäß einem Musterprotokoll für jede Leistungsrichtung zu er­bringen. Diese Testfahrt muss grafisch sowie elektronisch als Messwertreihe in einem Betriebsprotokoll aufgezeichnet werden. Im Rahmen der Testfahrt muss die Techni­sche Einheit die angebotene Kapazität zweimal in Folge bereitstellen. Dafür muss sie gemäß Musterprotokoll für positive Regelleistung einen „Doppel-Hub“ und für negati­ve Regelleistung eine „Doppel-Einsenkung“ abfahren. Die folgenden beiden Abbildun­gen zeigen die Musterprotokolle für positive SRL sowie negative MRL (vgl. FNN 2009: 8 f.; VDN 2007b: 5 f.).7
Abbildung 9: Musterprotokoll zum Nachweis der Erbringung positiver Sekundärregelleistung (Doppel­Hub) (vgl. ÜNB 2012j: 1)
Abbildung 10: Musterprotokoll zum Nachweis der Erbringung negativer Minutenreserveleistung (Dop­pel-Einsenkung) (vgl. ÜNB 2012k: 2)
Weiterhin hat die Technische Einheit eine bestimmte Zeitverfügbarkeit vorzuweisen. Die Zeitverfügbarkeit für SRL bzw. MRL muss 95 % bzw. 100 % betragen. Diese Zeitverfügbarkeit muss über einen Nachweiszeitraum nachgewiesen werden, in dem die Anlage mindestens 50 % der Zeit in Betrieb ist (vgl. FNN 2009: 9 f.; VDN 2007b: 6). Die Zeitverfügbarkeit er­rechnet sich wie folgt:
Nachweiszeitraum - Dauer ungeplanter Ausfälle Nachweiszeitraum Wenn die angebotene Leistung durch einen Regelleistungs-Pool (siehe Abschnitt 2.2.4) er­bracht werden soll, der aus mehreren Technischen Einheiten innerhalb einer Regelzone be­steht, ist zunächst jede Technische Einheit einzeln zu präqualifizieren (vgl. FNN 2009: 10 f.; VDN 2007b: 5).
2.2.3.2 Informationstechnische und organisatorische Anforderungen
Jede Erzeugungseinheit muss informationstechnisch in den Regelkreis des Anschluss-ÜNB eingebunden werden. Über diese Anbindung muss der Anbieter dem Anschluss-ÜNB Ist-Daten (z.B. Ist-Leistung, aktueller Arbeitspunkt) als Online-Informationen zur Verfügung stellen. Bei einem Abruf übermittelt der ÜNB dem Anbieter über die Datenverbindung ein Soll-Signal, welches von der Anlage umzusetzen ist. Die Anschaffungskosten sowie die laufenden Kosten der Informationstechnik trägt der Anbieter (vgl. FNN 2009: 19; VDN 2007b: 7 f.).
Aus organisatorischer Sicht ist der Anbieter dazu verpflichtet, eine operative Kontaktstelle einzurichten, die während der angebotenen Zeitscheiben durchgängig erreichbar ist und über einen Zugriff in die Anlagensteuerung verfügt, um somit auf eventuelle Störungen unmittel­bar reagieren zu können. Die Kommunikation zwischen dem ÜNB und der Kontaktstelle er­folgt telefonisch (Meldung einer Störung oder eines Kraftwerksausfalls). Vertragsrelevante Informationen, z.B. über die Nichterbringung angebotener Leistungen, sind zusätzlich per E­Mail oder Fax dem ÜNB mitzuteilen (vgl. FNN 2009: 21; VDN 2007b: 8).
Für eine erfolgreiche Präqualifikation muss der Anbieter eine Bestätigung des jeweiligen Bi­lanzkreisverantwortlichen nachweisen, dass die Technische Einheit einem Bilanzkreis zuge­ordnet ist. Sollte der Anbieter der Regelleistung nicht mit dem Betreiber und/oder Eigentümer der Technischen Einheit übereinstimmen, ist er zusätzlich dazu verpflichtet, den Betreiber und den Eigentümer der Anlage von der Präqualifikation in Kenntnis zu setzen und deren Einverständnis einzuholen (vgl. FNN 2009: 22 f.; VDN 2007b: 9 f.).
Als virtuelles Kraftwerk wird die Zusammenschaltung mehrerer kleiner, dezentraler Kraftwer­ke zu einem Verbund bezeichnet. Dieses System hat zwar nicht die „Form“ eines herkömmli­chen Großkraftwerks, jedoch ist es in der Funktion und den sich bietenden Möglichkeiten mit diesem vergleichbar (vgl. Fickers 2009: 17).
Über eine Leitstelle sind die Anlagen eines virtuellen Kraftwerks informationstechnisch mitei­nander vernetzt und können von außen geregelt werden. Die einzelnen Energieerzeugungsan­lagen können verschiedenster Art und Größe sein. So ist es möglich, dass bspw. Windkraftan­lagen, Photovoltaikanlagen, Biogasanlagen sowie Wasserkraftwerke miteinander vernetzt werden. Dabei ist es nicht notwendig, dass sich die Anlagen in räumlicher Nähe zueinander befinden. Durch unterschiedliche Standorte und Anlagentypen entstehen Synergieeffekte, sodass bspw. wetter- und standortbedingte Nachteile ausgeglichen werden können (vgl. Fi­ckers 2009: 17; Arndt et al. 2006: 56).
Virtuelle Kraftwerke können auch dazu eingesetzt werden, um als virtuelle Regelleistungs­kraftwerke ihre Leistung am Regelenergiemarkt anzubieten. Dadurch können Eintrittsbarrie­ren wie bspw. die Mindestangebotsgröße überwunden werden. Auch die hohen Anforderun­gen an die Zeitverfügbarkeit können durch gezielte Ansteuerung der einzelnen Erzeugungsan­lagen erfüllt werden (vgl. Arndt et al. 2006: 56). Aufgrund der genannten Hürden ist eine Teilnahme am Regelenergiemarkt für Biogasanlagen, wie sie im Rahmen dieser Arbeit be­trachtet werden, nur durch die Integration in ein virtuelles Kraftwerk möglich.
Die Bundesnetzagentur hat die vier ÜNB dazu verpflichtet, auf ihrer gemeinsamen Internet­plattform „www.regelleistung.net“ Informationen zu den Ausschreibungsergebnissen sowie der eingesetzten Regelarbeit in elektronischer Form zu veröffentlichen. Diese Daten müssen mindestens fünf Jahre abrufbar sein (vgl. BNetzA 2011a: 3; BNetzA 2011c: 4).
Zum einen werden für jede Regelleistungsart anonymisierte Listen zur Verfügung gestellt, die für jedes Regelleistungsprodukt und jeden Ausschreibungszeitraum die abgegebenen Angebo­te mit Nennung der angebotenen Leistungen und der geforderten Leistungs- und Arbeitspreise enthalten. Weiterhin muss mitgeteilt werden, welche Angebote einen Zuschlag erhalten haben (vgl. BNetzA 2011a: 4; BNetzA 2011c: 4). Zum anderen kann für jede Viertelstunde des Jah­res die eingesetzte Regelarbeit heruntergeladen werden, getrennt nach Regelleistungsart so­wie positiver und negativer Regelleistung. Die Daten werden für jede Regelzone einzeln und für den gesamten Netzregelverbund veröffentlicht (vgl. BNetzA 2011a: 4; BNetzA 2011c: 4).
Am 27.06.2011 wurde die Ausschreibungsdauer für SRL von einem Monat auf eine Woche verkürzt, sodass dieser Teilmarkt auch für weitere Anbieter interessant wurde. Diese Verände­rungen könnten Auswirkungen auf wichtige Marktparameter und -preise haben. Aufgrund dessen und um eine möglichst zukunftsorientierte Aussage über die Wirtschaftlichkeit der Vorhaltung und Lieferung von Regelenergie treffen und bestmögliche Aktualität gewährleisten zu können, betrachten die folgenden Marktuntersuchungen die Daten von Juli 2011 bis ein­schließlich Juni 2012. Aus Gründen besserer Vergleichbarkeit wurde auch für MRL der ge­nannte Betrachtungszeitraum gewählt.
Mit Hilfe der ausgewerteten Daten und deren grafischer Aufbereitung sollen Erkenntnisse über die grundsätzlichen Marktmechanismen am Regelenergiemarkt gewonnen werden. Die in diesem Kapitel gesammelten Informationen zu Preisen, Angebotsleistungen, Bieterverhal­ten, Abrufverhalten, usw. fließen schließlich in die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung in Kapitel 5 ein. Da die Daten nur anonymisiert veröffentlicht sind, fehlen Informationen zu den von den Anbietern eingesetzten Technologien oder die Angabe, ob es sich um einen Kraftwerks-Pool handelt oder nicht. Dies ist auch einer der Gründe dafür, dass die Marktuntersuchung dieses Kapitels in erster Linie einen informativen Charakter besitzt, sodass der Leser ein Gespür für den Regelenergiemarkt mit seinen unterschiedlichen Teilmärkten bekommt. Die Interpretati­on der Werte ist dabei eher untergeordnet, da vor allem auf die gebotenen Preise oder die eigentlichen Abrufe von Regelenergie viele unterschiedliche, teils unbekannte Faktoren einen Einfluss haben.
In den folgenden Untersuchungen und Berechnungen zu Preisen und angebotenen Leistungen sind nur die Angebote berücksichtigt, die auch einen Zuschlag erhalten haben. Die nicht bezu- schlagten Angebote fließen lediglich in den Vergleich von Angebots- und Ausschreibungsvo­lumen der unterschiedlichen Regelleistungsprodukte ein.
Da die jeweils gebotenen Leistungspreise in „€ pro MW“ für den gesamten Ausschreibungs­zeitraum gelten, wurden im Laufe der Analyse „Stunden-Leistungspreise“ (€/(MW*h)) be­rechnet. Diese berücksichtigen die unterschiedlichen Zeiträume und geben an, was der Anbie­ter für das Vorhalten von 1 MW Regelleistung pro Stunde erhält. Somit können trotz unter­schiedlicher Vorhaltungszeiträume die Leistungspreise von SRL für die Zeitscheiben HT und NT sowie von MRL für die sechs Zeitscheiben direkt miteinander verglichen werden. In den nachfolgenden Ausführungen steht die Bezeichnung „Leistungspreis“ daher stets für den er­läuterten „Stunden-Leistungspreis“.
Neben den durchschnittlichen Preisen im Gesamtzeitraum (0) werden zusätzlich die Mittel­werte der je Ausschreibung gebotenen Maximal- bzw. Minimal-Preise (0-Max. bzw. 0-Min.) sowie der Median-Preise (0-Med.) aufgeführt.
Die Analyse der Leistungsabrufe erfolgt im Rahmen dieser Arbeit übergreifend für den gesam­ten Netzregelverbund. Eine regelzonenspezifische Untersuchung findet nicht statt.
In Abschnitt 3.1 werden nun zunächst die Marktdaten für Sekundärregelleistung näher unter­sucht; anschließend findet in Abschnitt 3.2 eine Betrachtung der Minutenreserveleistung statt.
Im Folgenden werden die Marktdaten für SRL von Juli 2011 bis Juni 2012 analysiert. Momen­tan sind 15 Anbieter von SRL auf dem Regelenergiemarkt tätig (Stand: 27.06.2011). Die Un­tersuchung erfolgt getrennt für positive (Abschnitt 3.1.1) und negative (Abschnitt 3.1.2) SRL.
Im betrachteten Zeitraum schrieben die vier ÜNB zusammen im Mittel einen Bedarf an positi­ver SRL von 2.085 MW aus. Die geforderte Kapazität war dabei in Hauptzeit (HT) und Ne­benzeit (NT) stets identisch. Den größten Bedarf weist Amprion mit durchschnittlich 678 MW aus, gefolgt von TenneT (581 MW), 50 Hertz (446 MW) und TransnetBW (380 MW). Das Angebotsvolumen lag im gleichen Zeitraum im Mittel lediglich 1,2 % (HT) bzw. 0,9 % (NT) über dem Ausschreibungsvolumen (vgl. Abbildung 11). Jedes abgegebene Angebot erhielt einen Zuschlag - wenn auch teilweise eingekürzt.
Pro Ausschreibung und Zeitscheibe wurden im Betrachtungszeitraum durchschnittlich 69 An­gebote mit einer Durchschnittsangebotsgröße von 31 MW abgegeben. Die maximale Ange­botsgröße betrug 300 MW, die minimale entsprach der Mindestangebotsgröße von 5 MW.
3.1.1.1 Preisstruktur
In Abbildung 12 ist der Verlauf des durchschnittlichen Leistungspreises für HT und NT im Betrachtungszeitraum dargestellt. Nach Höchstpreisen im Juli und August 2011 von rund 14 bzw. 16 €/(MW*h) fiel der Preis bis März 2012 auf unter 1 €/(MW*h). Im Mittel wurde von den Anbietern für die Vorhaltung in NT ein höherer Preis verlangt als in HT. Dies könnte da­ran liegen, dass die Anlage wie bereits beschrieben bei einem NT-Gebot in einer gewöhnlichen Woche zwei Drittel der Zeit zur Verfügung stehen muss. Dadurch trägt der Anlagenbetreiber auch ein höheres Risiko im Vergleich zur Vorhaltung in HT. Dies spiegelt sich auch in den Leistungspreisen wieder. Der mittlere Leistungspreis für den gesamten Zeitraum betrug für HT 4,33 €/(MW*h) und für NT 6,40 €/(MW*h). Die mittleren Median-Leistungspreise wi-chen nur geringfügig von diesen Werten ab (HT: 4,27 €/(MW*h), NT: 6,43 €/(MW*h)). Eine Häufigkeitsverteilung der Leistungspreise ist dem Anhang zu entnehmen (Abbildung A-3).
Abbildung 13: Relative Häufigkeitsverteilung der angebotenen Leistung und mittlere Leistungspreise der Leistungsangebote für positive SRL (Juli 2011 - Juni 2012)
2 Der TransmissionCode 2007 enthält die Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, die für den Zugang zum deutschen Verbundnetz erfüllt werden müssen.
3 Der Anschluss-ÜNB ist der ÜNB der Regelzone, in der die Technische Einheit, die die Regelleistung erbringt, netztechnisch angeschlossen ist (vgl. ÜNB 2012d).
4 Muster dieser Rahmenverträge können unter „https://www.regelleistung.net/ip/action/static/prequal“ herunter­geladen werden.
5 Vor dem 27.06.2011 wurde PRL und SRL nur monatlich ausgeschrieben (vgl. ÜNB 2012f; ÜNB 2012g).
6 Vor dem 27.06.2011 betrug die Mindestangebotsgröße für PRL ± 5 MW und für SRL 10 MW (vgl. ÜNB 2012f; ÜNB 2012g). Bis zur Einführung des automatischen Abrufverfahrens am 02.07.2012 betrug die Mindestange­botsgröße für MRL 10 MW (vgl. ÜNB 2012d).
7 Die Musterprotokolle für negative SRL und positive MRL sind im Anhang zu finden (Abbildung A-1 und Abbil­dung A-2).
Technische Universität Darmstadt (Fachgebiet Elektrische Energieversorgung unter Einsatz Erneuerbarer Energien)
9783656491767
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Johannes Kraft (Autor), 2012, Einbindung von Biogas- und Bioerdgas-Blockheizkraftwerken in den Regelenergiemarkt, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/201361
M.Sc. Wirt.-Ing. Johannes Kraft am 19.11.2012
Die Arbeit wurde mit dem GEE Preis des Energieforums Berlin 2012 ausgezeichnet (http://www.gee.de/gee-preis-des-energieforums-berlin/).
Energie, Technologien und Innovation....

References: § 56
 § 33
 § 56
 § 27
 § 33
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 § 33
 § 33
 § 13
 § 22