Durchführung des Effizienzvergleichs VNB Elektrizität für die zweite Regulierungsperiode Im Jahr 2013 wurde der zweite bundesweite Effizienzvergleich für 179 VNB Strom im regulären Verfahren Im Jahr 2013 wurde der zweite bundesweite Effizienzvergleich für 179 VNB Strom im regulären Verfahren

durch die Bundesnetzagentur - sowohl für Unternehmen in Landes- als auch in Bundeszuständigkeit - durchgeführt. Die aus diesem Vergleich resultierenden individuellen Effizienzwerte der Netzbetreiber bilden die Grundlage zur Ermittlung der individuellen Erlösobergrenze für die zweite Regulierungsperiode vom 1. Januar 2014 bis zum 31. Dezember 2018.

Im Rahmen des Effizienzvergleichs wurde die Versorgungsaufgabe der Netzbetreiber ihren jeweiligen individuellen Kosten gegenübergestellt und so die relative Kosteneffizienz der einzelnen Netzbetreiber im Vergleich zu den restlichen Netzbetreibern ermittelt. Dabei wurde die vielschichtige und komplexe Versorgungsaufgabe der VNB durch sog. Strukturparameter, wie z. B. die Anzahl der Ausspeise- und

Zählpunkte, die Länge der Kabel- und Freileitungen, die Jahreshöchstlast, die versorgte Fläche oder dezentral installierte Erzeugerleistung abgebildet. Als Kostenbasis der einzelnen Netzbetreiber wurden die Ergebnisse der zuvor durchgeführten Kostenprüfung herangezogen.

Die Netzbetreiber und Verbände wurden bezüglich des methodischen Vorgehens und der Parameterauswahl im Rahmen einer Präsentation des beauftragten Beraterkonsortiums (SwissEconomics mit Sumiscid) und der Bundesnetzagentur konsultiert. Nicht zuletzt durch diese Konsultation und weiteren Informationsaustausch mit den beteiligten Wirtschaftskreisen sowie wiederholende Möglichkeiten zur Stellungnahme wurde die Branche stets in die Durchführung des Effizienzvergleichs eingebunden.

Die individuellen Effizienzwerte der VNB wurden von der Fachabteilung an die Beschlusskammer 8 sowie die zuständigen Landesregulierungsbehörden übermittelt und von diesen im Rahmen der

Erlösobergrenzenfestlegung angehört.

Für die Netzbetreiber ergab sich ein vorläufiger ungewichteter durchschnittlicher Effizienzwert von

94,7 Prozent. Gegenüber der ersten Regulierungsperiode ist die relative Effizienz somit um 2,5 Prozentpunkte gestiegen. Auch die Abweichung der individuellen Effizienzwerte hat um 1,0 Prozentpunkte abgenommen, somit hat sich die Effizienz der VNB Strom in den ersten fünf Jahren der Anreizregulierung wie angestrebt angeglichen.

Für die insgesamt über 700 VNB im vereinfachten Verfahren (VNB mit weniger als 30.000 Kunden, die sich nicht für das Regelverfahren angemeldet haben) wurde auf Basis der Effizienzwerte der ersten

Regulierungsperiode ein pauschaler Effizienzwert von 96,1 Prozent ermittelt.

D Systemdienstleistungen

Die Gewährleistung der Systemstabilität gehört zu den Kernaufgaben der ÜNB. Die Erfüllung dieser Aufgabe erfolgt seitens der ÜNB mithilfe von Systemdienstleistungen. Systemdienstleistungen umfassen die

Vorhaltung und den Einsatz der drei Regelleistungsarten Primär- und Sekundärregelung sowie

Minutenreserve. Hinzu kommen die Bereitstellung von Verlustenergie, die Vorhaltung von Blindleistung, die Bereitstellung der Schwarzstartfähigkeit sowie nationales und grenzüberschreitendes Redispatch und Countertrading.

Abbildung 32: Saldierte Kosten (aufwandsgleiche Kosten abzüglich Kosten mindernde Erlöse) der Systemdienstleistungen der deutschen ÜNB im Zeitraum von 2010 bis 2013

Die Gesamtkosten der Systemdienstleistungen sind im Jahr 2013 auf 1.127 Mio. Euro gestiegen (2012:

1.077 Mio. Euro). Die Kosten mindernden Erlöse betrugen insgesamt 46 Mio. Euro (2012: 68 Mio. Euro).

Hierdurch stiegen die saldierten Kosten für die Systemdienstleistungen auf 1.081 Mio. Euro (2012:

1.009 Mio. Euro). Als Hauptkostenblöcke tragen die Regelleistungsvorhaltung für Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve mit insgesamt 594 Mio. Euro (2012: 417 Mio. Euro) und die Verlustenergie mit 333 Mio. Euro (2012: 354 Mio. Euro) zu den Gesamtkosten bei.

Die Kostenstruktur der Systemdienstleistungen hat sich 2013 gegenüber 2012 verändert. Die saldierten Gesamtkosten für Regelenergie stiegen um 177 Mio. Euro, insbesondere aufgrund der gestiegenen Kosten für Sekundärregelung (+86 Mio. Euro) und Minutenreserve (+89 Mio. Euro). Demgegenüber sanken die Kosten für Blindleistung (-35 Mio. Euro) und für Verlustenergie (-21 Mio. Euro). Einen Rückgang gab es auch bei den saldierten Kosten für nationalen und grenzüberschreitenden Redispatch (-52 Mio. Euro), was nach Auskunft der ÜNB vor allem auf die geringere Redispatchmenge im Jahr 2013 zurückzuführen ist¹⁵.

Abbildung 33: Aufteilung der saldierten Kosten (aufwandsgleiche Kosten abzüglich Kosten mindernde Erlöse) der Systemdienstleistungen der deutschen ÜNB im Jahr 2013

1. Regelenergie

Um die Leistungsbilanz des Elektrizitätsversorgungssystems aufrecht zu erhalten, d. h. Stromentnahmen und Stromeinspeisungen in Einklang zu bringen, halten die ÜNB Regelleistung vor und setzen Regelarbeit ein. Die

15 Vgl. Abschnitt I.C.1.7 "Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen mit Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG im Kalenderjahr 2012 und 2013" auf Seite 72

Beschaffung der Regelenergie erfolgt seitens der ÜNB gemäß den Vorgaben der Festlegungen der Bundesnetzagentur BK6-10-097/098/099 aus dem Jahr 2011 in deutschlandweiten Ausschreibungen.

Während die Kosten der Regelleistungsvorhaltung in die Netznutzungsentgelte einfließen, wird die eingesetzte Regelarbeit in Form von Ausgleichenergie an die Leistungsungleichgewichte verursachenden Bilanzkreisverantwortlichen (Händler, Lieferanten) abgerechnet¹⁶.

Mit der im Jahr 2010 durch die Bundesnetzagentur angeordneten und seitens der ÜNB im selben Jahr

abgeschlossenen Integration von Amprion besteht der Netzregelverbund (NRV) nun aus den Regelzonen aller vier deutschen ÜNB (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW). Der modular aufgebaute NRV verhindert die Aktivierung gegenläufiger Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) und dimensioniert den Regelleistungsbedarf gemeinsam für alle Regelzonen. Zudem schafft der NRV einen deutschlandweit einheitlichen Markt für SRL und MRL und führt zu einem kostenoptimalen Einsatz der Regelleistung für ganz Deutschland. Die Leistungsungleichgewichte der einzelnen Regelzonen werden saldiert, sodass nur noch der verbleibende Saldo durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen werden muss. Dies verhindert das

„Gegeneinanderregeln“ nahezu vollständig und reduziert die Höhe der vorzuhaltenden Regelleistung, was sich im Rückgang der ausgeschriebenen und auch der in Anspruch genommenen Sekundärregel- und Minutenreservearbeit widerspiegelt.

Die im Jahr 2011 getroffenen Festlegungen der Bundesnetzagentur zur Reduktion der Mindestangebots-größen, zur Verkürzung von Ausschreibungszeiträumen, zum Pooling sowie zur Besicherung von Anlagen am Primärregel-, Sekundärregel- und Minutenreservemarkt haben unter anderem zum Ziel, Marktzutritte neuer Anbieter zu fördern und die Regelenergiemärkte für weitere Technologien, z. B. für zu- und abschaltbare Verbraucher, für Stromspeicher etc. weiter zu öffnen.

16 Siehe Abschnitt zu I.D.4 "Ausgleichsenergie" auf Seite 97

Abbildung 34: Entwicklung der insgesamt ausgeschriebenen Sekundärregelleistung in den Regelzonen von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW

Die im Jahr 2013 durchschnittlich ausgeschriebene SRL ist ungefähr auf dem Niveau des Jahres 2011 geblieben. Im Vergleich zum Vorjahr 2012 sank im Berichtsjahr 2013 die durchschnittlich ausgeschriebene negative SRL auf 2.081 MW (2012: 2.133 MW), und die positive SRL stieg leicht auf 2.122 MW (2012: 2.091 MW) an.

Abbildung 35: Entwicklung der insgesamt ausgeschriebenen Minutenreserveleistung in den Regelzonen von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW

Ein weniger einheitliches Bild ergibt sich bei der Vorhaltung von Minutenreserve. Die durchschnittlich ausgeschriebene positive MRL ging in den Jahren 2010 bis 2012 sukzessive von 2.309 MW auf 1.907 MW zurück, während sie im Jahr 2013 bei durchschnittlich 2.483 MW lag. Nach einem starken Anstieg des Bedarfs an positiver MRL von einem historischen Tiefstwert im Mai 2012 stabilisierte sich der Trend im ersten Halbjahr 2013 bei Werten knapp über 2.400 MW. Das zweite Halbjahr 2013 war von einer volatilen Entwicklung bei insgesamt steigenden Durchschnittswerten gekennzeichnet. Zum Jahresende stieg die durchschnittlich ausgeschriebene positive MRL dann auf 2.592 MW an. Der Anteil der vorgehaltenen negativen Minutenreserve ist im Vergleich zu den Vorjahresdurchschnittswerten ebenfalls angestiegen. Im Jahr 2013 wurden durchschnittlich 2.591 MW an negativer MRL ausgeschrieben. Insgesamt ist die unterjährige Veränderung der Ausschreibungsmengen bei beiden MRL-Produkten im Vergleich zu den SRL-Produkten deutlich volatiler. Dies begründet sich zum Teil mit der veränderten Erzeugungsstruktur und dem

wachsenden Zubau von Erneuerbare-Energie-Anlagen in Deutschland. Die Leistungsspannen der im Jahr 2013 jeweils ausgeschriebenen Mengen sind in der nachfolgenden Tabelle dargestellt.

Tabelle 19: Übersicht über die 2012 und 2013 von den ÜNB ausgeschriebene Regelleistung (Leistungsspannen)

Bei der Primärregelleistung (PRL) ist im Vergleich zum Jahr 2012 eine Reduzierung des Bedarfs auf 551 MW (2012: 567 MW) zu verzeichnen. Die Menge der maximal ausgeschriebenen Sekundärregeleistung (pos./neg.) sowie die der Minutenreserveleistung (pos./neg.) haben sich gegenüber dem Vorjahr erhöht.

Die deutschen ÜNB streben in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur sowie ausländischen ÜNB und Regulierern an, die Märkte für Primärregelleistung grenzüberschreitend zu harmonisieren. Seit dem 12. März 2012 nimmt der schweizerische ÜNB Swissgrid als fünfter ÜNB an der gemeinsamen PRL-Ausschreibung der deutschen ÜNB teil. Diese gemeinsame PRL-Ausschreibung erfolgt entsprechend den

deutschen Regularien, wobei zunächst 25 MW des Schweizer PRL-Bedarfs auf diese Weise beschafft werden.

Swissgrid ist hierbei Anschluss-ÜNB für die Schweizer Anbieter. Die Ausschreibung ist sowohl für die

bisherigen deutschen Anbieter als auch für präqualifizierte Schweizer PRL-Anbieter geöffnet. Darüber hinaus nimmt seit dem 7. Januar 2014 der niederländische ÜNB TenneT TSO BV als sechster ÜNB an der

gemeinsamen PRL-Ausschreibung der deutschen ÜNB teil. Auch diese gemeinsame Ausschreibung erfolgt entsprechend den deutschen Regularien, wobei zunächst 35 MW des niederländischen PRL-Bedarfs auf diese Weise beschafft werden und TenneT TSO BV als Anschluss-ÜNB für die niederländischen Anbieter dient. Die Ausschreibung ist sowohl für die bisherigen deutschen und schweizerischen Anbieter als auch für

präqualifizierte niederländische PRL-Anbieter geöffnet. Erweisen sich die Erfahrungen als positiv, so kann in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur und der niederländischen Regulierungsbehörde ACM mittelfristig eine gemeinsame Beschaffung des gesamten niederländischen PRL-Bedarfs erfolgen. Zudem wird von den deutschen ÜNB eine gemeinsame Ausschreibung von PRL mit weiteren ausländischen Partnern in Erwägung gezogen. Der NRV und die Festlegungen der Bundesnetzagentur tragen durch die Vergrößerung des

Marktgebietes, durch Schaffung eines deutschlandweiten Marktes für die SRL und MRL und die Anpassung der Ausschreibungsbedingungen zu einem erhöhten Wettbewerbspotenzial bei. So stieg die Zahl der

präqualifizierten Anbieter von Regelenergie bis zum 12. November 2014 auf 27 bei der Sekundärregelleistung (2010: 15, 2013: 20) und auf 40 Anbieter für die Minutenreserve (2010: 35, 2013: 36). Die Anzahl der

Primärregelleistungsanbieter stieg im Vergleich zum Vorjahr auf nunmehr 21 Anbieter an (2013: 14 Anbieter).

Die wachsende Zahl der Anbieter von Regelenergiedienstleistungen verdeutlicht die Attraktivität dieses Marktes. Insbesondere konnte hierbei auch die Möglichkeit des Zusammenschlusses von mehreren kleinen Anlagen zu einem sogenannten virtuellen Kraftwerk („Pooling“) durch einen einzelnen Anbieter positive Wettbewerbswirkungen entfalten.

2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013

von 567 551 2.081 2.073 2.114 2.018 1.552 2.406 2.158 2.413

bis 567 551 2.109 2.473 2.149 2.418 2.426 2.947 2.491 3.220

Ausgeschriebene Leistung (MW)

Quelle: www.regelleistung.net