Juli 2019 |
Hintergrund |
ENERGIE-CHRONIK |
Vor der Liberalisierung des Strommarktes war Regelenergie kein großes Thema. Die bis zu neun Verbundunternehmen, die jeweils eine der deutschen Regelzonen betrieben, waren Netz- und Kraftwerksbetreiber zugleich. Sie konnten deshalb die Stromerzeugung sozusagen mit Bordmitteln den Schwankungen des Verbrauchs anpassen. Nachts warfen sie dazu ihre Pumpspeicherkraftwerke an, bis die Becken randvoll gefüllt waren. Dieser Vorrat an gespeicherter Wasserkraft wurde dann im Tagesverlauf wieder wohldosiert in Strom umgewandelt und zur Kappung von Lastspitzen verwendet. Größere und längere Schwankungen der Mittellast wurden mit der variablen Leistung von Gas- und Steinkohlekraftwerken ausgeglichen. Für die Deckung eines gleichbleibenden Sockels an Grundlast sorgten die großen Braunkohle- und Kernkraftwerke sowie die Laufwasserkraftwerke, die normalerweise rund um die Uhr mit nur geringen Leistungsänderungen in Betrieb waren.
Schon damals unterschied man drei Stufen des Kraftwerkeinsatzes zur Netzregelung: Die "Primärregelung" sorgt für die Einhaltung der Netzfrequenz von 50 Hertz, falls diese durch ein Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch über eine minimale Schwankungsbreite hinaus abfällt oder ansteigt. Die "Sekundärregelung" löst diese Primärregelung nach wenigen Minuten ab. Spätestens nach einer Viertelstunde wird dann auch die Sekundärregelung durch eine Tertiärregelung namens "Minutenreserve" entlastet. An der Primärregelung beteiligen sich alle Netzbetreiber des kontinentaleuropäischen Verbundsystems. Die Sekundärregelung und die Minutenreserve obliegen dagegen allein den jeweiligen Regelzonenbetreibern. In Deutschland sind das inzwischen "nur" noch vier. Die Gänsefüßchen verweisen darauf, dass dies ein Unikum ist, denn in fast allen anderen EU-Ländern gibt es jeweils nur einen nationalen Regelzonenbetreiber. Darauf hat jetzt dankenswerterweise auch der Bundesrechnungshof verwiesen und vorgeschlagen, die früheren Pläne zur Gründung einer "Deutschen Netz AG" nicht ganz verstauben zu lassen (190708).
Ansonsten hat sich einiges verändert. Die 1998 eingeleitete Liberalisierung des Strommarktes dekretierte die Trennung von Erzeugung, Netz und Vertrieb. Diese "Unbundling" hat mit etlicher Verzögerung auch die Beschaffung von Regelenergie erfaßt und zu einem aufwendig-komplizierten Stromhandelsgeschäft gemacht. Zusätzlich sorgte die EEG-Förderung für einen ständig zunehmenden Anteil von Wind- und Solarstrom. Dadurch schwankt im Tagesverlauf nicht nur der Verbrauch, sondern auch die Einspeisung von Strom.
Es wäre wohl von Anfang an sinnvoll gewesen, den Netzbetreibern die Pumspeicherkraftwerke oder auch ein paar Gaskraftwerke zuzubilligen, damit sie nicht dastehen wie die Feuerwehr, die sich das Löschwasser erst kaufen muss. Denn ohne Regelenergie kann ein Stromnetz nicht betrieben werden. Erst recht gilt das für den liberalisierten Strommarkt mit seiner Vielzahl von Stromanbietern, Stromhändlern und sonstigen Akteuren, die ihre "Fahrpläne" noch weniger einhalten als die Deutsche Bahn. Der Begriff stammt noch aus der Zeit der geschlossenen Versorgungsgebiete, als die "Durchleitung" von Strom sehr selten vorkam. Heute ist sie der Normalfall und wird als Netznutzung bezeichnet.
Die Politiker in Brüssel und Berlin bestanden indessen darauf, dass die Netzbetreiber ihren gesamten Bedarf an Regelenergie von Dritten kaufen müssen. Das sind im Regelfall Kraftwerksbetreiber, die einen Teil ihrer Kapazität zur Verfügung stellen, um ein Erzeugungsdefizit auszugleichen. Ersatzweise kann mit Großstromverbrauchern vereinbart werden, dass diese vorübergehend ein paar Megawatt abschalten. In beiden Fällen ist das Ergebnis "positive Regelenergie". Dagegen spricht man von negativer Regelenergie, wenn ein Überschuss an Erzeugung abgebaut werden muss, was wegen der fluktuierenden Einspeisung von Wind- und Solaranlagen gar nicht so selten vorkommt. Für diesen Fall werden Kraftwerke verpflichtet, ihre Kapazitäten im Bedarfsfall zurückzufahren. Denselben Effekt hat es, wenn Pumpspeicherkraftwerke auf Pumpbetrieb schalten oder andere Großstromverbraucher den Bedarf erhöhen – und sei es auch nur, indem sie große Elektrokessel anschalten, die den teuer erzeugten EEG-Strom zu Fernwärme verbraten (sinnvoller und zukunftsträchtiger wäre die elektrolytische Umwandlung solcher Stromüberschüsse zu Wasserstoff, der dann entweder direkt energetisch verwertet oder rückverstromt werden kann).
Die kategorische Trennung von Netzen und Kraftwerken galt auch für die Pumpspeicherkraftwerke, obwohl sie eigentlich gar nicht der Stromerzeugung dienten, sondern nur deren zeitlicher Verschiebung. Sie wurden nun wie normale Kraftwerke behandelt, die sich am Markt ihr Geld verdienen mußten. Das gelang selbst den abgeschriebenen Bestandsanlagen mehr schlecht als recht, zumal zunehmend auch andere Kraftwerke als Anbieter von Regelenergie auftraten. Neubauten rentierten sich schon gar nicht. (Siehe Hintergrund, August 2014)
Das Ausmaß der Malaise zeigte sich sehr deutlich, als der Vattenfall-Konzern sein Braunkohlegeschäft mitsamt allen sieben ostdeutschen Pumpspeicherkraftwerken zum Verkauf anbot (150902). Er wurde dann nur die Braunkohle-Kraftwerke und Tagebaue los, weil er sie praktisch verschenkte (160401). Auf den Pumpspeicherkraftwerken blieb er dagegen sitzen, weil er wenigstens für sie noch einen bescheidenen Verkaufserlös erwartete.
Es dauerte sehr lange, bis tatsächlich ein Markt für Regelenergie entstand, der einigermaßen diese Bezeichnung verdiente. Die deutschen Politiker waren mit unglaublicher Naivität vorgegangen, als sie das alte und bewährte System der integrierten Stromversorgung zugunsten eines scheinbar zeitgemäßeren neoliberalen Modells zerschlugen. So überließen sie es zunächst der Stromwirtschaft, sich über die Höhe der Netzentgelte zu einigen. Die unumgängliche Einrichtung einer Regulierungsbehörde scheuten sie wie der Teufel das Weihwasser. Deshalb kam es erst sieben Jahre nach der formalen Liberalisierung des Energiemarktes zur Gründung der Bundesnetzagentur (050701), und es dauerte weitere Jahre, bis diese ihren Arbeitsbereich einigermaßen umfassend im Griff hatte.
Aufgrund dieser Verzögerungen blieben die Regelzonenbetreiber weiterhin auch Kraftwerksbetreiber und besorgten sich die Regelenergie nach altem Muster hausintern. Erst 2005 wurden sie durch § 6 der neu erlassenen Stromnetzzugangsverordnung verpflichtet, "die jeweilige Regelenergieart im Rahmen einer gemeinsamen regelzonenübergreifenden anonymisierten Ausschreibung über eine Internetplattform zu beschaffen". Zumindest theoretisch.
Tatsächlich änderte sich nicht viel. Im Juli 2006 kritisierte die Monopolkommission, dass es den neugeschaffenen Markt für Regelenergie praktisch gar nicht gebe, weil "sich das Angebot in den einzelnen Regelzonen nahezu ausschließlich auf die Kraftwerksgesellschaften des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers beschränkt" (060701). Noch im April 2008 gelangte die Bundesnetzagentur zu der Feststellung, dass es bei der Primär- und Sekundärregelung überhaupt keinen Wettbewerb gab, während auf dem leichter zu bedienenden Markt für Minutenreserve weniger als zehn Anbieter an den Ausschreibungen teilnahmen (080408).
Um den Kraftwerkstöchtern des jeweiligen Konzerns die bisherigen Pfründen zu erhalten, hatten drei der vier Übertragungsnetzbetreiber für positive und negative Minutenreserve jeweils ein Mindestangebot von 30 MW vorgeschrieben. In der Regelzone von E.ON lag die Grenze sogar bei 50 MW. Außerdem drängten sie auf langfristige Ausschreibungen, wobei 50 Prozent des Bedarfs jährlich beschafft werden sollten, 30 Prozent monatlich und nur 20 Prozent täglich. Die Bundesnetzagentur beharrte dagegen auf täglicher Ausschreibung der Minutenreserve, senkte das Mindestgebot auf 15 MW und beschränkte den "Kernanteil" an Regelenergie aus Kraftwerken der eigenen Regelzone auf fünfzig Prozent des Bedarfs. Heute liegt das Mindestgebot bei 1 MW und die "Kernanteile" sind so gut wie verschwunden, seitdem ihre angebliche technische Notwendigkeit erst von der Bundesnetzagentur überprüft und genehmigt werden muss.
Inzwischen ist der Kreis der Regelenergie-Anbieter etwas größer geworden, wozu neue Techniken und Akteure wie die Primärregelung durch Batteriespeicher, die Bereitstellung negativer Regelenergie durch Elektrokessel oder die Direktvermarkter von EEG-Strom beigetragen haben. Der Kreis bleibt aber überschaubar. Aktuell verfügen insgesamt 63 Unternehmen über einen gültigen Rahmenvertrag mit zumindest einem der Übertragungsnetzbetreiber. Davon haben sich 30 für die Primärregelung, 37 für die Sekundärregelung und 45 für die Minutenreserve "präqualifiziert" (siehe Liste).
Wer welche Mengen zu welchem Preis anbietet, bleibt geheim, weil das Marktgeschehen so anonym abläuft wie an der Strombörse. Deshalb weiß man auch nicht – oder zumindest nicht offiziell – welcher Anbieter für den 17. Oktober 2017 in der Zeitscheibe von 16 bis 20 Uhr gleich 120mal eine Leistung von 5 Megawatt Minutenreserve zum Arbeitspreis von 77.777 Euro pro Megawattstunde anbot. Andere Anbieter – vielleicht war es auch derselbe – offerierten die Megawattstunde für "nur" 71.000 Euro oder schöpften mit 99.999 Euro sogar die technische Grenze des Systems aus. Sie verlangten also zwei- bis dreitausendmal soviel wie eine Megawattstunde an der Börse kostete.
Solche Preisforderungen waren der reine Wahnsinn, aber keineswegs ungewöhnlich und für den hinteren Teil der Angebotsliste sogar typisch. Sie waren auch kein bloßer Jux, obwohl man aufgrund der "Schnapszahlen" vermuten könnte, die Angebote seien im Zustand der Volltrunkenheit abgeschickt worden. Sie entsprangen vielmehr der wohlkalkulierten Absicht, den Algorithmus zu überlisten, der aus den eingehenden Angeboten die "Merit-Order" zusammenstellt, die dann automatisch in der Reihenfolge der günstigsten Anbieter abgearbeitet wird.
Dieses Austricksen des Algorithmus gelang relativ leicht, weil in der Merit-Order schon systembedingt der Wurm drin war. Die gesetzliche Vorgabe lautete nämlich, die Liste für den Abruf der Minutenreserve erst nach dem Bereitstellungspreis und dann nach dem Arbeitspreis zusammenzustellen. Die Anbieter konnten somit die Wahrscheinlichkeit des Zuschlags erhöhten, wenn sie ganz auf den Bereitstellungspreis verzichteten bzw. diesen mit Null angaben. Entsprechend sah beispielsweise die Merit-Order vom 17. Oktober 2017 in der Zeitscheibe von 16 bis 20 Uhr so aus, dass alle kontrahierten 262 Angebote den Bereitstellungspreis mit null Euro oder einem einstelligen Centbetrag bezifferten, während die damit verbundenen Arbeitspreise pro Megawattstunde mit 72,3 Euro begannen und mit 99.999 Euro endeten. Andere Anbieter, in deren geschäftliches Kalkül ein angemessener Bereitstellungspreis eher paßt, kamen somit gar nicht zum Zuge. Sie blieben auch dann unberücksichtigt, wenn ihre Offerte billiger gekommen wäre als ein Großteil der reinen Arbeitspreis-Angebote.
Bei näherer Betrachtung ergaben sich an diesem 17. Oktober für die fünfte Zeitscheibe drei Preisblöcke mit zwei- bis dreistelligen, vierstelligen und fünfstelligen Forderungen: 91 Angebote hatten einen Arbeitspreis bis 612 Euro, 45 lagen zwischen 3545 und 5999 Euro und die restlichen 125 waren die bereits erwähnten Wahnsinns-Angebote ab 71.000 Euro.
Hinter allen diesen Angeboten stand in der Rubrik "Zuschlag" ein Ja. Das bedeutete noch nicht, dass tatsächlich ein Abruf erfolgen und so der Arbeitspreis tatsächlich zu zahlen sein würde. Aber sie waren für den automatischen Abruf zugelassen. Je nach Bedarf konnte es also tatsächlich passieren, dass diese tickenden Zeitbomben explodierten.
Und so war es dann auch am Abend des 17. Oktober: Kurz vor 20 Uhr war der Bedarf an Minutenreserve so hoch und die Merit-Order soweit abgearbeitet, dass der Algorithmus tatsächlich den dritten Block mit den Wahnsinns-Angeboten aktivierte. Dadurch kostete die Minutenreserve eine halbe Stunde lang bis zu 24.455 Euro/MWh (171201). Insgesamt bezifferte die Bundesnetzagentur den in dieser halben Stunde entstandenen Schaden mit acht Millionen Euro.
Dieser exorbitante Aufwand für den Arbeitspreis von Regelenergie wurde dann, wie üblich, als "Ausgleichsenergie" in Rechnung gestellt. Die Bilanzkreisverantwortlichen mussten deshalb schon für geringe zeitliche oder mengenmäßige Abweichungen von ihren "Fahrplänen" hohe Zahlungen leisten. Letztendlich ging aber alles zu Lasten der Verbraucher, deren Stromrechnungen auch den gesamten Aufwand für die Regelenergie enthalten.
Bei dieser wurmstichigen Beschaffenheit der Angebotslisten und der daraus erstellten Merit-Order hätten bei den Übertragungsnetzbetreibern und ihrer Aufsichtsbehörde eigentlich längst die Alarmglocken schrillen müssen. Man fragt sich auch, weshalb die technische Höchstgrenze der vollelektronisch erstellten Angebotsliste erst bei 99.999 Euro/MWh endete. Das erinnert an die Strombörse EEX, die 2008 den technisch möglichen Höchstpreis von 3000 Euro pro Megawattstunde spiegelbildlich in den Negativbereich erweiterte. Als kurz darauf die Übertragungsnetzbetreiber zum Verkauf des EEG-Stroms an der Börse verpflichtet wurden, traten tatsächlich Negativpreise bis zu 500 Euro/MWh auf (091201). Der EEG-Strom wurde also nicht nur verschenkt, sondern wie Giftmüll zu einem hohen Preis entsorgt. Theoretisch hätten die Übertragungsnetzbetreiber sogar jeder Megawattstunde noch bis zu 3000 Euro hinterherwerfen müssen. Aber das war den neoliberalen Politikern und ihren wissenschaftlichen Taschenträgern (100708) dann doch zu riskant. Gnädigerweise erlaubten sie die Beendigung des Zwangsverkaufs ab minus 150 Euro/MWh (130216).
Nach dem Debakel am 17. Oktober schrillten bei der Bundesnetzagentur nun endlich doch die Alarmglocken. Als Sofortmaßnahme kürzte sie den zulässigen Arbeitspreis für Sekundärregelung und Minutenreserve um den Faktor zehn auf 9.999 Euro/MWh (180101). Außerdem schlug sie ein geändertes Verfahren vor, bei dem ein "Zuschlagswert", der sich aus Bereitstellungs- und Arbeitspreis ergibt, über die Rangfolge auf der Merit-Order entscheidet (180203).
Dieses neue Mischpreisverfahren trat ab Mai 2018 in Kraft (180203). Der Stromhändler "Next Kraftwerke" erreichte aber einen bis Oktober 2018 befristeten Aufschub des Inkrafttretens (180707). Inzwischen war er auch im Hauptverfahren erfolgreich: Am 22. Juli wurde das "Mischpreisverfahren" vom Oberlandesgericht Düsseldorf für ungültig erklärt. Die Bundesnetzagentur akzeptierte das Urteil und erklärte, dass damit automatisch das alte System der Bezuschlagung wiederauflebe (190702). Sie will es nun anscheinend trotz aller Schwächen solange beibehalten, bis die bereits erlassenen EU-Vorgaben für einen "Regelarbeitsmarkt" in nationales Recht umgesetzt sind und angewendet werden können (190702).
Man braucht dem Mischpreisverfahren wirklich nicht nachzutrauern, denn es trieb sozusagen den Teufel mit dem Beelzebub aus. Das zeigte sich am 29. Juni, als die Übertragungsnetzbetreiber vorsorglich annähernd doppelt soviel positive Minutenreserve ausschrieben, nachdem die Zockerei von Stromhändlern am 6., 12. und 25. Juni dreimal die Netzstabilität gefährdet hatte (190701). Der veränderte Algorithmus des vollelektronisch ablaufenden Verfahrens zur Beschaffung von Regelenergie ließ nun am 29. Juni anstelle der Arbeitspreise die Bereitstellungspreise explodieren, die für die Vorhaltung eines bestimmten Leistungsangebots über einen Zeitraum von jeweils vier Stunden fällig werden. Er kontrahierte nun sogar ein Angebot im Umfang von 94 MW zu einem Bereitstellungspreis von sage und schreibe 37.856 Euro und beförderte es so auf die Merit-Order-Liste. Tatsächlich abgerufen wurde die Leistung anscheinend nicht, so dass kein Arbeitspreis anfiel. Der Bereitstellungspreis muss aber in jedem Fall gezahlt werden, auch ohne Inanspruchnahme der Leistung. Der Anbieter hat demnach einen Reibach von 3,55 Millionen Euro gemacht (190702).
Auf der "Anonymen Angebotsliste DE", die unter regelleistung.net heruntergeladen werden kann, wurde am 29. Juni dieses Extrem-Angebot in jeder der vierstündigen Zeitscheiben einmal plaziert, also insgesamt sechsmal. Es hockte da wie sechs Spinnen im Netz, die geduldig auf ihre Beute warten. In fünf der sechs Zeitscheiben war diese Beute außer Reichweite, weil es gar nicht erst zur Kontrahierung kam. In der Zeitscheibe von 12 bis 16 Uhr gelang dann aber der Sprung auf die Merit-Order und die Dreieinhalb-Millionen-Beute konnte verspeist werden.
Insgesamt wies diese Liste 4.599 Angebote auf, von denen 2.496 auf positive und 2.103 auf negative Minutenreserve entfielen. Davon wurden 2.911 kontrahiert. Wie üblich sortierte der Algorithmus sie nach ihrer Günstigkeit, bis der geschätzte Bedarf an Regelenergie erreicht war. Was nicht auf die Merit-Order gelangte, ballte sich dann am Ende der insgesamt sechs Zeitscheiben jeweils zu einem häßlichen Klumpen aus mehr oder weniger stark überteuerten Angeboten. Etliche Gauner – so möchte man das als empörter Stromverbraucher schon mal bezeichnen - scheuten bei den Bereitstellungs- wie bei den Arbeitspreisen nicht einmal vor fünfstelligen Summen zurück. Sogar die technische Obergrenze von 99.999 Euro pro Megawattstunde wurde auch hier wieder regelmäßig ausgeschöpft.
Wie schon erwähnt, war der 29. Juni der erste Tag, ab dem die Übertragungsnetzbetreiber den bisher ausgeschriebenen Bedarf an Regelenergie annähernd verdoppelten, weil zuvor das Netz dreimal wegen eines krassen Mangels an Minutenreserve kurz vor dem Zusammenbruch gestanden hatte. Was zunächst wie ein Prognosefehler aussah, stellte sich bei den Nachforschungen der Bundesnetzagentur als Ergebnis einer Zockerei von Stromhändlern heraus (190701). Diese Arbitrage-Praktiken sind schon schon seit vielen Jahren ein Problem, ohne dass sie wirksam unterbunden wurden (120202). Dabei nutzen Stromhändler solche Situationen, in denen die "Ausgleichsenergie", die ihnen von den Übertragungsnetzbetreibern für die Regelenergie zum Ausgleich von Bilanzungleichgewichten in Rechnung gestellt wird, billiger zu haben ist als der Börsenstrom. Sie führen dann absichtlich ein Bilanzungleichgewicht herbei und erzielen aus der Differenz zwischen beiden Preisen einen Gewinn. Die halbherzigen Maßnahmen, die von der Politik dagegen ergriffen (120208) und von der Bundesnetzagentur umgesetzt wurden (130216), haben offenbar nicht viel gefruchtet.
Übrigens begründete schon 2002 die RWE Net AG – aus der später der heutige Übertragungsnetzbetreiber Amprion entstand – die Erhöhung ihrer Netzentgelte unter anderem mit einem steigenden Bedarf an Regelenergie wegen Arbitrage-Praktiken (020906). Vermutlich diente dabei aber eine eher hypothetische Mißbrauchsmöglichkeit als willkommenes Argument, denn es gab noch gar keinen wettbewerblich organisierten Markt für Regelenergie.
Mit der Aufstockung des Regelenergiebedarfs ab 29. Juni sollte einer Wiederholung der hochgefährlichen Situationen am 6., 12. und 25. Juni vorgebeugt werden. Vergleicht man die Angebotsliste dieses Tages mit der vom 25. Juni, so war sie um knapp 600 Angebote oder neun Prozent länger. Das heißt freilich nicht, dass es günstiger wurde. Aufgrund des Mehrbedarfs war zumindest bei den Bereitstellungspreisen ein deutlicher Zuwachs zu erwarten, auch wenn gar nicht mehr Arbeit abgerufen wurde. Trotzdem war die Überraschung groß, als das Tabellenkalkulationsprogramm das Ergebnis seiner Berechnungen anzeigte: Die Summe der Bereitstellungspreise bei den bezugschlagten Angeboten, die am 25. Juni noch 54.882 Euro ergeben hatte, explodierte nun auf 872.032 Euro, was knapp 16-mal mehr war. Die Arbeitspreise erhöhten sich von 0,92 auf 5,2 Millionen Euro, was fast einer Versechsfachung entsprach.
In allen Fällen belasten diese Summen nicht die Übertragungsnetzbetreiber. Die Bereitstellungspreise werden von diesen als Systemkosten abgerechnet und auf die Netzentgelte gepackt. Die Arbeitspreise stellen sie den Bilanzkreisbetreibern als "Ausgleichsenergie" in Rechnung. Zum Schluß landen aber alle Regelenergie-Kosten mit der Stromrechnung bei den Endverbrauchern.