Maßnahmen zur Versorgungssicherheit Reservekraftwerke Reservekraftwerke

Den stärksten Belastungen ist das Übertragungsnetz regelmäßig während des Winterhalbjahres ausgesetzt, wenn häufig hohe Netzlasten und starker Wind mit entsprechend hoher Einspeisung aus Windenergieanlagen in Kombination auftreten. Die niedrigen Temperaturen und die früh einsetzende Dunkelheit tragen zur relativ hohen Last bei. Kommt es gleichzeitig zu hohen Stromeinspeisungen durch Windenergieanlagen in

Norddeutschland und zusätzlich noch zu ungeplanten Kraftwerksausfällen in Süddeutschland, werden die Stromleitungen stark beansprucht. Würdenhierbei die technischen Grenzwerte der zulässigen

Leitungsbelastung überschritten, dann würden sich die belasteten Leitungsbestanteile automatisch abschalten, damit Schäden oder Zerstörungen an den betroffenen Leitungen vermieden werden. Durch die Abschaltung eines Leitungsbestandteils bahnt sich der Strom seinen Weg über die verbleibenden

Leitungsbestandteile, und verursacht dort wiederum Leitungsüberlastungen, mit der Folge, dass sich auch die zusätzlich belasteten Leitungen automatisch abschalten. In der Konsequenz würden diese

Leitungsabschaltungen zu Störungen bzw. Unterbrechungen bei der Stromversorgung führen.

Um derartige Gefahren für die Stromversorgungssicherheit gar nicht erst entstehen zu lassen, haben die ÜNB in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur auch im vergangenen Winterhalbjahr 2013/2014

Vorsorgemaßnahmen getroffen. Zur Vermeidung der bei hohem Verbrauch und starkem Wind drohenden Leitungsüberlastungen weisen die ÜNB bestimmte Kraftwerke an, ihre Stromeinspeisung in das Netz in der Weise anzupassen, dass sich im Netz nur Stromflüsse einstellen, die nicht zu Überlastungen bestimmter Leitungsbestandteile führen. Bei dieser als Redispatch bezeichneten Maßnahme wird die Einspeisung von Kraftwerken nördlich der belasteten Netzelemente auf Anweisung des ÜNB heruntergefahren, während südlich des belasteten Leitungsbestandteils Kraftwerke im selben Maße ihre Einspeisung erhöhen.

Während im Norden Deutschlands ein Überschuss an Kraftwerksleistung vorliegt, besteht südlich der

kritischen Netzregionen, also dort, wo für die Redispatch-Maßnahme die Einspeiseleistung in das Netz erhöht werden muss, ein Defizit an gesicherter Kraftwerksleistung. Im Süden Deutschlands ist in besonders

kritischen Netzsituationen nicht in ausreichendem Umfang Kraftwerksleistung für die ÜNB zur

Durchführung von Redispatch-Maßnahmen vorhanden. Vor diesem Hintergrund müssen die ÜNB bereits seit dem Winter 2011/2012 zusätzliche Reservekraftwerke aus dem südlichen Ausland vertraglich beschaffen.

Die Bestimmung über den Umfang an Reservekraftwerken erfolgt am Maßstab eines besonders kritischen Netznutzungsszenarios, in dem der Netzzustand simuliert wird, der sich einstellen würde, wenn verschiedene, für die Netzsicherheit besonders kritische Ereignisse zusammenfallen. Hierzu gehören das Auftreten einer starken Windfront in Norddeutschland mit entsprechend hoher Windenergieeinspeisung bei gleichzeitig vorliegender Höchstlast in Deutschland und den angrenzenden Nachbarländern. Zusätzlich wird unterstellt, dass es ebenfalls zum selben Zeitpunkt zu einer Reihe ungeplanter Kraftwerksausfälle in Süddeutschland kommt. Um den sicheren Betrieb des Netzes auch unter diesen kritischen Umständen zu ermöglichen, bedarf es einer ausreichenden Höhe an Redispatchpotential, über das die ÜNB sicher verfügen müssen.

Die ÜNB und die Bundesnetzagentur haben für das kommende Winterhalbjahr 2014/2015 einen Reserveleistungsbedarf in Höhe von insgesamt rund 3.091 MW identifiziert und bestätigt. Aufgrund des Konzepts der E.ON Kernkraft GmbH für den Streckbetrieb des Kernkraftwerkes Grafenrheinfeld besteht ein zusätzlicher, d.h. über den bereits festgestellten Bedarf von 3.091 MW im Winterhalbjahr 2014/15

hinausgehender, Reservekraftwerksbedarf in Höhe von insgesamt 545 MW im 1. Quartal 2015. Für den Zeitraum 2015/2016, in dem spätestens Ende 2015 das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld vom Netz geht, beläuft sich der Reserveleistungsbedarf auf 6.000 MW. Im Zeitraum 2017/2018, der sich durch die Außerbetriebnahme von Gundremmingen B auszeichnet, die spätestens am 31. Dezember 2017 erfolgen wird, erhöht sich der Netzreservebedarf auf 7.000 MW.

Der Grundstock der erforderlichen Reservekraftwerke wird aus deutschen Kraftwerken gedeckt, die zur Stilllegung angezeigt sind, aber über die Erklärung als systemrelevant durch ÜNB und Bundesnetzagentur in

Betrieb gehalten werden und somit weiter dem Zugriff durch die ÜNB unterliegen. Bezüglich der

verbleibenden Menge an Reserveleistung haben die ÜNB in Bezug auf alle drei Betrachtungszeiträume das so genannte Interessenbekundungsverfahren gemäß § 4 ResKV durchgeführt. In diesem Verfahren sind

Kraftwerksbetreiber dazu aufgerufen, gegenüber den ÜNB Angebote über die Bereitstellung ihrer Anlage als Reservekraftwerk abzugeben. In den genannten Interessenbekundungsverfahren wurden in deutlich größerem Umfang Angebote abgegeben, als es zur Deckung der oben genannten Reservebedarfe tatsächlich erforderlich gewesen wäre. Nach erfolgter Abstimmung mit der Bundesnetzagentur schließen die ÜNB für die drei Betrachtungszeiträume Verträge mit Kraftwerksbetreibern, die sich gegen Zahlung einer Vergütung verpflichtet haben, ihre Anlage während der Dauer der Vertragslaufzeit betriebsbereit zu halten und auf Anweisung des ÜNB in das Netz einspeisen. Ausgewählt worden sind diejenigen Angebote, welche die Kriterien netztechnischer Wirksamkeit, technischer Verfügbarkeit und Preisgünstigkeit am besten erfüllen.

Große praktische Bedeutung kommt insoweit den ausländischen Kraftwerksbetreibern zu, insbesondere aus Italien, Frankreich und Österreich, ohne deren Anlagen der Reservebedarf nicht gedeckt werden könnte.

Im vergangenen Winterhalbjahr 2013/2014 lag keine Situation vor, in der die Reservekraftwerke tatsächlich zum Einsatz kamen. Über den Einsatz der Reservekraftwerke entscheiden die ÜNB mittels einer Prognose, die jeweils am Vortag angefertigt wird. Diese Prognose beruht ihrerseits vor allem auf Annahmen zur erwarteten Wetterlage (Windeinspeisung), zur erwarteten Last und zur voraussichtlichen Kraftwerksverfügbarkeit.

Die Kosten für die im Inland (nach § 13 a EnWG) sowie Ausland (nach § 5 ResKV) kontrahierten

Reservekraftwerke beliefen sich für das Winterhalbjahr 2013/2014 auf einen Betrag in Höhe von 41 Mio. Euro.

Für das Winterhalbjahr 2014/2015 betragen die Kosten für die im In- und Ausland kontrahierten Reservekraftwerke 78 Mio. Euro. Dieser Betrag würde sich, im Falle eines tatsächlichen Abrufs von Reserveleistung aus diesen Kraftwerken, noch um die Kosten für die eingesetzte Arbeit erhöhen.

Vermeidung von Kraftwerksstilllegungen

Mit dem 20. Dezember 2012 wurde der neue § 13a in das EnWG eingeführt, wonach Kraftwerksbetreiber geplante Kraftwerksstilllegungen mindestens zwölf Monate im Voraus anzeigen müssen. Die betroffenen Kraftwerksblöcke dürfen in einem Zeitraum von zwölf Monaten nach der Stilllegungsanzeige grundsätzlich nicht stillgelegt werden. Verneint der ÜNB in seiner Prüfung die Systemrelevanz der Anlage, darf der Betreiber sein Kraftwerk stilllegen. Von der Bundesnetzagentur auf Antrag des ÜNB als systemrelevant genehmigte Kraftwerke darf der Kraftwerksbetreiber auch nach Ende der zwölfmonatigen Verbotsfrist nicht stilllegen. Das Kraftwerk wird in die Netzreserve aufgenommen und steht dem jeweiligen ÜNB für die Systemstabilisierung zur Verfügung. Dem Reservekraftwerksbetreiber werden die Auslagen für die

Bereithaltung der betreffenden Anlage sowie die Erzeugung elektrischer Energie erstattet. Bislang wurden bei der Bundesnetzagentur insgesamt 48 wirksame Stilllegungsanzeigen (geplante vorläufige und geplante endgültige Stilllegungen) seitens der Kraftwerksbetreiber abgegeben (Stand: 12. November 2014). Zusammen genommen weisen diese Kraftwerksblöcke eine Netto-Nennleistung in Höhe von 12.814,9 MW auf.

Von diesen 48 zur Stilllegung angezeigten Anlagen wurden insgesamt 16 KW-Blöcke mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 4763,5 MW zur geplanten vorläufigen Stilllegung bei der

Bundesnetzagentur nach § 13a Abs. 1 EnWG angezeigt. Anlagen, die nur vorläufig stillgelegt werden sollen, sind bereits nach ihrer gesetzlichen Definition in § 13a Abs. 1 Satz 3 EnWG rechtzeitig für Redispatch-Anweisungen des ÜNB betriebsbereit zu machen. Die Systemrelevanz-Ausweisung von "lediglich" zur

vorläufigen Stilllegung angezeigten KW-Blöcken wird dementsprechend und in Übereinstimmung mit der Rechtslage seitens der Bundesnetzagentur auch nicht formal überprüft. Vielmehr ist die Einschätzung der Systemrelevanz seitens der ÜNB insoweit allein maßgeblich.

Überprüft wird seitens der Bundesnetzagentur auf der Grundlage der Ermächtigungsgrundlage des

§ 13a Abs. 2 EnWG, ob und inwieweit solche zur geplanten endgültigen Stilllegung angezeigte Anlagen vom jeweils systemverantwortlichen ÜNB zu Recht als systemrelevant ausgewiesen wurden. Insoweit wurden inzwischen insgesamt 32 Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 8.051,4 MW zur geplanten endgültigen Stilllegung angezeigt. Davon wurden seitens der ÜNB bereits elf Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 2.697,4 MW als systemrelevant im Sinne des

§ 13a Abs. 2 EnWG ausgewiesen. Hingegen wurden 15 Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 3.459 MW von den ÜNB als nicht systemrelevant im Sinne des § 13a Abs. 2 EnWG ausgewiesen. Hinsichtlich der übrigen sechs Kraftwerksblöcke mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 1.895 MW steht die Systemrelevanz-Ausweisung der ÜNB noch aus. Seitens der Bundesnetzagentur wurde bislang insgesamt zu neun Kraftwerksblöcken mit einer Netto-Nennleistung in Höhe insgesamt 1.660,4 MW die Systemrelevanz nach § 13a Abs. 2 EnWG genehmigt.

Zukünftiges Strommarktdesign

Das zukünftige Strommarktdesign muss dem energiewirtschaftlichen Zieldreieck aus Versorgungssicherheit, Preisgünstigkeit und Umweltverträglichkeit genügen. Der dynamische Ausbau der Erneuerbaren Energien, die Abschaltung der Kernkraftwerke sowie die regionale Verschiebung von Erzeugungskapazitäten stellen eine große Herausforderung für die Balance dieser Ziele dar.

Aus Sicht der Bundesnetzagentur ist intensiv zu prüfen, ob und in welchem Maße der Energy-Only-Markt in seiner heutigen Ausgestaltung langfristig Versorgungssicherheit gewährleistet, d. h. wirtschaftliche Anreize zur Vorhaltung ausreichend gesicherter Leistung generieren kann. Die zunehmende Zahl von

Kraftwerksstilllegungsanzeigen zeigt eine Marktbereinigung an, in dem zurzeit vorhandene Überkapazitäten abgebaut werden. Dies stellt eine normale Marktreaktion dar. Allerdings ist fraglich, ob nach Abbau der Überkapazitäten ein wirtschaftlicher Betrieb konventioneller Erzeugungsanlagen möglich ist. Aus diesem Grund muss die konkrete Einführung eines Kapazitätsmechanismus geprüft werden. Um auch in der Übergangsphase Versorgungssicherheit gewährleisten zu können, präferiert die Bundesnetzagentur eine Erweiterung des Regelenergiemarktes um ein neues Produkt (Systemreserve).

Unabhängig von der Einführung eines Kapazitätsmechanismus sollte das bestehende Bilanzkreissystem optimiert werden, um weitergehende Anreize zu einer adäquaten Bilanzkreisabsicherung zu setzen. Hierdurch können Potenziale ohne negative Folgewirkungen gehoben werden.