2015 Plan-Werte

25 Vgl. VKU (2015): http://www.vku.de/energie/netzzugang-netzanschluss-elektrizitaet/vermiedene-netznutzungsentgelte/historie.html (Abruf März 2015).

26 Ab 2014 übernimmt das Land Niedersachsen die Netzbetreiber in Landeszuständigkeit aus der Organleihe der Bundesnetzagentur.

Die Angaben zu den vermiedenen Netzentgelten für das Jahr 2013 (Datenabgabe 2014) stehen der Bundesnetzagentur nicht zur Verfügung.

Vermiedene Netzentgelte je Netz- und Umspannebene i. S. v. § 18 Abs. 1 StromNEV

in Mio. Euro

Durch verstärkte dezentrale Erzeugung wird die bestehende Kapazität des vorgelagerten Netzes in einem geringeren Umfang genutzt. Die weiterhin bestehenden Infrastrukturkosten werden auf eine geringere Absatzmenge verteilt. Dies führt zu einem Anstieg der Netzentgelte auf der vorgelagerten Netzebene. Damit steigen wiederum die vermiedenen Netzentgelte, da diese sich an den Netzentgelten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bemessen.

Durch die für den Leitungsausbau erforderlichen Investitionen und damit verbundenen betrieblichen Kosten werden die Infrastrukturkosten des vorgelagerten Netzes weiter zunehmen. Aufgrund der Nutzungsdauer dieser Investitionen wirkt der Leitungsausbau des vorgelagerten Netzes – insbesondere bedingt durch EE-Anlagen – langfristig erhöhend auf die vermiedenen Netzentgelte.

Die steigenden Offshore-Ausbaukosten auf der Transportnetzebene führen zu steigenden vorgelagerten Netzkosten und damit steigenden Netzentgelten in den Verteilernetzen. Es gibt also Reformbedarf für das System der vermiedenen Netzentgelte, um den Kostenanstieg zu dämpfen.

Langfristig könnten die Infrastrukturkosten nur sinken, wenn es zu einer wirklichen Lastverlagerung von der Transportebene hin in die Verteilernetzebene käme. Sofern es zu Rückspeisungen kommt, werden jedoch erneut Investitionen in das Transportnetz notwendig.

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:

– Primärregelung,

– Sekundärregelung sowie – Minutenreserve.

Hinzu kommen die Bereitstellung von Verlustenergie, die Vorhaltung von Blindleistung, die Bereitstellung der Schwarzstartfähigkeit sowie nationales und grenzüberschreitendes Redispatch und Countertrading. Die Vorhaltung von Reservekraftwerkskapazitäten²⁷ sowie die abschaltbaren Lasten nach AbLaV²⁸ lassen sich ebenfalls diesem Aufgabenspektrum zuordnen.

27 Bei den im Folgenden dargestellten Kosten für Reservekraftwerke handelt es sich allein um den vergüteten Leistungspreis (im In- und Ausland), also die Kosten, die für die Vorhaltung anfallen. Die Zahlen beziehen sich dabei jeweils auf das Winterhalbjahr beginnend mit dem Winterhalbjahr 2011/2012, welches aus Darstellungsgründen hier als Jahr 2011 ausgewiesen wird.

28 Für die Kosten der abschaltbaren Lasten nach AbLaV werden ebenfalls die Leistungspreise herangezogen.

Abbildung 42: Kosten der Systemdienstleistungen²⁹ der deutschen ÜNB im Zeitraum von 2011 bis 2014

Die Gesamtkosten der Systemdienstleistungen, die über die Netzentgelte gewälzt werden, sind im Jahr 2014 leicht auf 1.096 Mio. Euro gesunken (2013: 1.178 Mio. Euro). Die Kosten mindernden Erlöse betrugen insgesamt 59 Mio. Euro (2013: 46 Mio. Euro). Hierdurch sanken die saldierten Kosten für die

29 Saldierte Kosten (aufwandsgleiche Kosten abzüglich Kosten mindernde Erlöse) sowie Kosten für Reservekraftwerke und abschaltbare Lasten nach AbLaV.

Systemdienstleistungen auf 1.037 Mio. Euro (2013: 1.131 Mio. Euro). Als Hauptkostenblöcke tragen die Regelleistungsvorhaltung für Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve mit insgesamt fast 437 Mio. Euro (2013: 594 Mio. Euro) und die Verlustenergie mit etwa 288 Mio. Euro (2013: 333 Mio. Euro) zu den Gesamtkosten bei.

Die Kostenstruktur der Systemdienstleistungen hat sich 2014 gegenüber 2013 verändert. Die saldierten Gesamtkosten für Regelenergie sanken um 157 Mio. Euro, insbesondere aufgrund der gesunkenen Kosten für Sekundärregelung (- 125 Mio. Euro) und Minutenreserve (- 50 Mio. Euro). Ein Grund hierfür ist auch das leicht zurückgegangene Volumen an Vorhaltung der beiden Regelenergiearten (siehe folgender Berichtsabschnitt).

Demgegenüber stiegen die Kosten für Primärregelung leicht an (+18 Mio. Euro). Einen Anstieg gab es auch bei den saldierten Kosten für Redispatch, wobei dieser Zuwachs sowohl auf gesteigerten Kosten für nationalen Redispatch (+46 Mio. Euro) als auch für grenzüberschreitenden Redispatch beruht (+25 Mio. Euro).

Abbildung 43: Aufteilung der Kosten der Systemdienstleistungen der deutschen ÜNB im Jahr 2014

1. Regelenergie

Um die Leistungsbilanz und die Frequenz des Elektrizitätsversorgungssystems aufrecht zu erhalten, d. h.

Stromentnahmen und Stromeinspeisungen in Einklang zu bringen, halten die ÜNB Regelleistung vor und setzen Regelarbeit ein. Die 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 Ausgleichsenergie mit den Leistungsungleichgewichte

verursachenden Bilanzkreisverantwortlichen (Händler, Lieferanten) abgerechnet.

Seit der im Jahr 2010 durch die Bundesnetzagentur angeordneten und seitens der ÜNB im selben Jahr abgeschlossenen Integration von Amprion besteht der Netzregelverbund (NRV) 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, integrierten Marktmechanismus für SRL und MRL und führt zu einem kostenoptimalen Einsatz der Regelleistung für ganz Deutschland. Die Leistungsungleichgewichte der einzelnen Regelzonen werden saldiert, so dass 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. Dies spiegelt sich im Rückgang der ausgeschriebenen und auch der in Anspruch genommenen Sekundärregel- und Minutenreservearbeit wider.

Im Jahr 2011 hat die Bundesnetzagentur in diesem Zusammenhang Festlegungen zu – Reduktion der Mindestangebotsgrößen,

– Verkürzung von Ausschreibungszeiträumen, – Pooling sowie

– Besicherung von Anlagen am Primärregel-, Sekundärregel- und Minutenreservemarkt getroffen.

Sie 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.

Abbildung 44: Entwicklung der insgesamt ausgeschriebenen Sekundärregelleistung in den Regelzonen von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW

Die im Jahr 2014 durchschnittlich ausgeschriebene SRL ist leicht zurückgegangen. Im Vergleich zum Vorjahr sank im Berichtsjahr 2014 die durchschnittlich ausgeschriebene negative SRL auf 1.987 MW (2013: 2.081 MW).

Die ausgeschriebene positive SRL reduzierte sich ebenfalls auf durchschnittlich 2.058 MW (2013: 2.122 MW).

Abbildung 45: Entwicklung der insgesamt ausgeschriebenen Minutenreserveleistung in den Regelzonen von 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW

Ein weniger einheitliches Bild ergibt sich bei der Vorhaltung von Minutenreserveleistung. 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. Im Berichtsjahr 2014

reduzierte sich die ausgeschriebene positive MRL auf durchschnittlich 2.376 MW. Nach einem starken Anstieg des Bedarfs an positiver MRL von einem historischen Tiefstwert von 1.552 MW im Mai 2012 auf den

Maximalwert von 2.593 MW im August 2013, stabilisierte sich der Trend in den ersten drei Quartalen des Jahres 2014 auf Werte um etwa 2.470 MW. Im vierten Quartal 2014 ging die durchschnittlich ausgeschriebene positive MRL dann auf 2.083 MW zurück.

Der Anteil der vorgehaltenen negativen Minutenreserve ist im Vergleich zum Vorjahresdurchschnittswert im Jahresmittel leicht rückläufig. 2014 wurden durchschnittlich 2.540 MW an negativer MRL ausgeschrieben.

Dabei unterlag die Ausschreibungsmenge im Jahresverlauf jedoch erheblichen Schwankungen. Im Januar 2014 betrug die durchschnittliche Höhe der ausgeschriebenen negativen MRL 2.876 MW, bis zum November 2014 reduzierte sich die Menge auf 2.184 MW, bevor sie im Dezember 2014 erneut auf durchschnittlich 2.432 MW anstieg.

Insgesamt ist die unterjährige Veränderung der Ausschreibungsmengen der beiden MRL-Produkte im Vergleich zu den SRL-Produkten also deutlich volatiler. Dies begründet sich zum Teil mit der veränderten Erzeugungsstruktur und dem stetig wachsenden Zubau von Erneuerbare-Energie-Anlagen in Deutschland.

Die Leistungsspannen der im Jahr 2014 jeweils ausgeschriebenen Mengen an Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve sind in der nachfolgenden Tabelle dargestellt.

Tabelle 31: Übersicht über die 2013 und 2014 von den ÜNB ausgeschriebene Regelleistung (Leistungsspannen)

Die Menge der maximal ausgeschriebenen Sekundärregeleistung (pos./neg.) hat sich gegenüber dem Vorjahr erhöht, während die Menge der maximal ausgeschriebenen Minutenreserveleistung (pos./neg.) unverändert blieb. Zugleich haben sich die Werte der minimal ausgeschriebenen SRL und MRL verringert, so dass sich die Spannen zwischen minimalen und maximalen Ausschreibungsmengen insgesamt vergrößert haben. Bei der Primärregelleistung (PRL) ist im Vergleich zum Jahr 2013 ein Anstieg des Bedarfs auf 568 MW (2013: 551 MW) zu verzeichnen Damit bewegt sich die ausgeschriebene Menge der Primärregelleistung (PRL) wieder auf dem Niveau des Jahres 2012. Seit dem Jahr 2009 ist die Ausschreibungsmenge für Deutschland insgesamt leicht gesunken.

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 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 PRL-Ausschreibung erfolgt entsprechend den deutschen Regularien, wobei nach zunächst 35 MW und seit November 2014 70 MW des niederländischen PRL-Bedarfs auf diese Weise beschafft werden. TenneT TSO BV dient als Anschluss-ÜNB für die

niederländischen Anbieter. Die Ausschreibung ist sowohl für die bisherigen deutschen und schweizerischen Anbieter als auch für präqualifizierte niederländische PRL-Anbieter geöffnet. Am 7. April 2015 wurde die bestehende internationale PRL-Kooperation mit der österreichisch-schweizerischen PRL-Ausschreibung gekoppelt. Parallel wird von den deutschen ÜNB eine gemeinsame Ausschreibung von PRL mit weiteren ausländischen Partnern in Erwägung gezogen.

2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014

von 551 568 2.073 1.992 2.018 1.906 2.406 2.083 2.413 2.184

bis 551 568 2.473 2.500 2.418 2.500 2.947 2.947 3.220 3.220

Ausgeschriebene Leistung (MW)

Quelle: www.regelleistung.net