Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

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1 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

2 Impressum. Herausgeber. Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) Energiesysteme und Energiedienstleistungen Chausseestraße 128 a Berlin Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) seidl@dena.de Internet: Autoren. Annegret-Cl. Agricola, dena Hannes Seidl, dena Reemt Heuke, dena Alle Rechte sind vorbehalten. Die Nutzung steht unter dem Zustimmungsvorbehalt der dena. Diese Publikation wurde erstellt im Rahmen der dena-plattform Systemdienstleistungen. Projektpartner der Plattform Systemdienstleistungen sind 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, Bayernwerk AG, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, E.DIS AG, E.ON AG, Enercon GmbH, Energiequelle GmbH, EWE NETZ GmbH, Main-Donau Netzgesellschaft mbh, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbh, RWE AG, Siemens AG, SMA Solar Technology AG, TenneT TSO GmbH, Thüringer Energienetze GmbH, TransnetBW GmbH, VDMA Fachverband Power Systems, VGB PowerTech e.v., Westnetz GmbH und die Younicos AG. Berlin, November Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

3 Inhalt. Fazit der Projektsteuerungsgruppe der dena-plattform Systemdienstleistungen Hintergrund: Einsatz von Regelleistung zur Frequenzhaltung Erfordernis zur Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung im Zuge der Energiewende Steigender Bedarf an Regelleistung Notwendigkeit einer alternativen Erbringung von Regelleistung Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung Entwicklung des Regelleistungsmarktes Entwicklung der Rahmenbedingungen Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion Zuschnitt und Kontrahierung von Regelleistungsprodukten Verfügbarkeit und Nachweis einer Regelleistungsbereitstellung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien Koordination für eine Erbringung von Regelleistung aus dem Verteilnetz Weiterentwicklung der Koordination einer Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz Anhang: Studien und Projekte zum Thema Regelleistungserbringung Abbildungsverzeichnis Literaturverzeichnis Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 3

4 Hintergrund und Erstellungsprozess. Hintergrund und Erstellungsprozess. Die energiepolitischen Zielsetzungen der Bundesregierung erfordern eine grundlegende Umgestaltung des Stromversorgungssystems. Die Integration steigender Anteile erneuerbarer Energien führen dabei zu einem hohen Ausbau- und Innovationsbedarf der Stromnetze. Insbesondere verändern sich aber auch die Anforderungen und die Möglichkeiten zur Erbringung der für einen stabilen Betrieb notwendigen Systemdienstleistungen. In der dena-plattform Systemdienstleistungen stellen Netzund Anlagenbetreiber gemeinsam mit Technologieherstellern und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) die Weichen für die Weiterentwicklung netzstabilisierender Maßnahmen. Eine wichtige Teilfrage ist dabei, wie und in welchem Umfang dezentrale Energieanlagen (DEA) 1 Regelleistung erbringen können, wenn perspektivisch konventionelle Kraftwerke immer seltener am Netz sind. Expertenworkshop Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Aus diesem Grund veranstaltete die Deutsche Energie-Agentur (dena) im Rahmen der dena-plattform Systemdienstleistungen am 20. April 2015 und aufbauend auf Recherchen zu aktuellen Forschungsund Pilotprojekten den Expertenworkshop Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. An dem Workshop nahmen Vertreter von Netzbetreibern, Energieversorgern, Technologieherstellern, Verbänden, Forschungsinstituten, Universitäten und Ministerien teil 2. Leitfragen des Workshops waren: 1. Wie kann eine sichere und nachweisbare Bereitstellung von Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen mit schwankender Leistung erzielt werden? 2. Wie sollten Regelleistungsprodukte und sonstige Rahmenbedingungen für einen einfacheren Marktzugang weiterentwickelt werden? 3. Welche Anforderungen ergeben sich an die Koordination zwischen den Beteiligten bei einer Bereitstellung von Regelleistung aus dem Verteilnetz? Erstellung und Konsultation des Ergebnisdossiers. Das vorliegende Dossier hat zum Ziel, den aktuellen Erkenntnis- und Sachstand aus Forschungsprojekten sowie dem energiewirtschaftlichen Diskussionsprozess zu den Herausforderungen und Ansätzen zur Erbringung von Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen zusammenzufassen. Das Papier beruht dabei auf Recherchen der dena, ergänzt um Erkenntnisse des Expertenworkshops, und wurde/wird in einem breiten Kreis von Akteuren zum Thema Systemdienstleistungen konsultiert und auf Basis der Rückmeldungen ergänzt. Auf der Grundlage des Ergebnisdossiers spricht die Projektsteuerungsgruppe der dena-plattform Systemdienstleistungen ihr Fazit zum weiteren Handlungsbedarf aus. 1 Mit dezentralen Energieanlagen werden im Weiteren sowohl Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien, als auch im Verteilnetz angeschlossene Speicher, BHKWs und flexible Verbraucher bezeichnet. 2 Die im Rahmen des Workshops gezeigten Präsentationen können unter heruntergeladen werden. 4 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

5 Q u e l l e : D e u t s c h e E n e r g i e - A g e n t u r G m b H ( d e n a ) Hintergrund und Erstellungsprozess. dena-plattform Systemdienstleistungen. In der dena-plattform Systemdienstleistungen stellen Netz- und Anlagenbetreiber gemeinsam mit Technologieherstellern und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Weichen für die Weiterentwicklung netzstabilisierender Maßnahmen. Die Basis bildet die dena-studie Systemdienstleistungen , die mögliche Lösungswege aufzeigt, wie das heutige Niveau an Stabilität und Zuverlässigkeit der Stromversorgung zukünftig gewährleistet werden kann. Sämtliche hierfür in den nächsten Jahren notwendigen Schritte wurden in einer Roadmap 4 zusammengefasst. Ziel der Plattform ist nun deren konkrete Gestaltung und aktive Umsetzung. Die Analyse des Handlungsbedarfs zum Thema Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen hat dabei insbesondere den markierten Bereich im Abschnitt Frequenzhaltung: Regelleistung der Roadmap dena-studie Systemdienstleistungen 2030 im Fokus: Frequenzhaltung: Regelleistung (RL). Politik Netzbetreiber Prozessverantwortlicher: Anlagenbetreiber Industrie VDE FNN BNetzA Kategorie heute Rahmenbedingungen für Netzampelkonzepte realisieren Monitoring der Marktentwicklung für RL und ggf. Korrekturmaßnahmen Abstimmungs- und Informationsprozesse Konzeption Koordinationsprozess zw. Netz- und Anlagenbetreibern bei RL- Erbringung durch DEA [1] Analyse Einfluss des Intraday- Handels auf RL- Bedarf Konzeption und Umsetzung adaptives Verfahren zur Bemessung der RL [3] Technologie Pilotierung RL-Erbringung aus DEA und DSM Abgleich mit Konzepten für Momentanreserve Markt / Wirtschaftlichkeit Analyse einer Anpassung der Anforderungen und Produkte für RL- Erbringung [2] Festlegung RL- Produkte Verstärkte Teilnahme dezentraler Energieanlagen am RL-Markt Überprüfung Zielerreichung und weiteres Vorgehen E F F I Z I E N Z E N T S C H E I D E T. 10 Abbildung 1: Abschnitt Frequenzhaltung: Regelleistung der Roadmap Systemdienstleistungen dena (2014a): Systemdienstleistungen dena (2014b): Roadmap dena - Studie Systemdienstleistungen Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 5

6 Fazit der Projektsteuerungsgruppe der dena-plattform Systemdienstleistungen. Fazit der Projektsteuerungsgruppe der dena- Plattform Systemdienstleistungen. Auf Basis der Ergebnisse von Recherchen und des Expertenworkshops Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen vom 20. April 2015 (siehe folgendes Ergebnisdossier) kommt die Projektsteuerungsgruppe der dena-plattform Systemdienstleistungen zu folgendem Fazit. Zukünftig werden alternative Erbringer für das Systemdienstleistungsprodukt Regelleistung benötigt, wenn konventionelle Kraftwerke durch den Ausbau erneuerbarer Energien in geringerem Umfang am Netz sind und gleichzeitig der Bedarf an Regelleistung steigt. Die heute und zukünftig verfügbaren alternativen Erbringer, wie u. a. Anlagen erneuerbarer Energien, Stromspeicher, Notstromaggregate und Demand Side Management (DSM), sind in der Mehrheit im Verteilnetz angeschlossen. Im Ergebnis bisheriger Studien und Pilotprojekte sowie des energiewirtschaftlichen Diskussionsprozesses zeigen sich verschiedene Herausforderungen, aber auch konkrete Lösungsvorschläge, um eine stärkere Beteiligung von dezentralen Energieanlagen (DEA) im Verteilnetz an der Regelleistungsbereitstellung zu ermöglichen. Zur Weiterentwicklung der Marktregeln des Regelleistungsmarktes (z. B. Vorlaufzeiten, Produkteigenschaften) sollte die Bundesnetzagentur einen Konsultationsprozess unter breiter Stakeholderbeteiligung starten. Ziel sollte es dabei sein, den Marktzugang für DEA in Abwägung von Aufwand und Sicherheit zu verbessern. Auch die Einführung eines untertägigen Arbeitspreismarktes sollte unter Berücksichtigung der Wechselwirkungen mit dem Intradayhandel geprüft werden, um den Marktzugang für Anbieter mit einem kurzfristigen Prognosehorizont (fluktuierende erneuerbare Energien, DSM) zu erleichtern und die Kosten für die Regelleistungsbeschaffung zu minimieren. Weiterhin sollte die Einführung eines adaptiven Verfahrens geprüft werden, bei dem in Abhängigkeit von der erwarteten Einspeiseleistung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien für den jeweiligen Tag z. B. vortäglich die tatsächlich benötigte Menge an Regelleistung bestimmt wird, um eine bedarfsgerechtere Beschaffung zu ermöglichen. Bei der Einführung eines adaptiven Verfahrens in Verbindung mit entsprechend kurzfristigeren Ausschreibungsvorlaufzeiten muss eine ausreichende Marktliquidität gewährleistet und kontinuierlich überwacht werden, damit auch für die Stunden im Jahr mit maximalem Bedarf an Regelleistung diese ausreichend und sicher beschafft werden kann. Für die Präqualifikation von Anlagen zur Regelleistungserbringung sollten die Anforderungen an die Verfügbarkeit im Hinblick auf Chancen (Durchmischungseffekte) und Grenzen (z. B. fluktuierende Einspeisung) bei einer verstärkten Regelleistungserbringung aus Pools dezentraler Energieanlagen weiterentwickelt werden. Außerdem sollte geprüft werden, inwieweit der administrative Aufwand für die Präqualifikation bei einer steigenden Anzahl kleinerer technischer Einheiten durch Standardisierung, Typenpräqualifikation und einer ggf. weitergehenden Verantwortung der Aggregatoren begrenzt werden kann. Das durch das Fraunhofer IWES vorgeschlagene Regelungs- und Nachweisverfahren mögliche Einspeisung stellt eine Möglichkeit dar, um durch EE-Anlagen mit fluktuierender Einspeisung auf nachvollziehbare Weise und ohne die Notwendigkeit einer Abdrosselung negative Regelleistung vorzuhalten. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung, um eine wirtschaftlich tragfähige Teilnahme von EE- Anlagen am Regelleistungsmarkt zu ermöglichen. Im Hinblick auf eine zukünftige Umsetzung sollte 6 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

7 Fazit der Projektsteuerungsgruppe der dena-plattform Systemdienstleistungen. das Verfahren durch weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeit verbessert sowie im ersten Schritt für Windenergieanlagen pilotiert werden. Mit einer vermehrten Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen im Verteilnetz nimmt der Koordinations- und Informationsbedarf zwischen Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber, Anlagenbetreiber und Poolanbieter zu. Es können verschiedene Probleme auftreten, insbesondere im Zusammenwirken von Regelleistungsabrufen des Übertragungsnetzbetreibers und Maßnahmen des Verteilnetzbetreibers für das Netzengpassmanagement. Die Arbeitsgruppe Koordinationsprozesse Regelleistung der dena-plattform Systemdienstleistungen führt hierzu aktuell eine vertiefende Problemanalyse durch und erarbeitet Handlungsempfehlungen für geeignete zukünftige Prozessstandards. Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 7

8 Hintergrund: Einsatz von Regelleistung zur Frequenzhaltung. Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen Ergebnisdossier. 1 Hintergrund: Einsatz von Regelleistung zur Frequenzhaltung. Für einen stabilen Betrieb des Stromversorgungssystems muss die eingespeiste Leistung unter Berücksichtigung der Import-/Exportbilanz (Austauschleistung) zu jedem Zeitpunkt dem Stromverbrauch im Netz entsprechen. Die Bilanzkreisverantwortlichen müssen daher jederzeit eine vollständig ausgeglichene Planung haben und bei Abweichungen innerhalb ihres jeweiligen Bilanzkreises reagieren. Bei einem Unterschied zwischen Erzeugung und Verbrauch zu einem bestimmten Zeitpunkt kommt es zu einer Erhöhung bzw. Verringerung der Frequenz. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen unverzüglich für die Wiederherstellung des Gleichgewichts der Gesamtbilanz sorgen, damit die Sollfrequenz von 50 Hz wieder eingehalten wird. Dabei kommen insbesondere die Momentanreserve und der gezielte Einsatz von Regelleistung zum Tragen, in Notsituationen werden besondere dynamische Regelfähigkeiten der Erzeugungseinheiten 5 und automatische Anpassungen der Verbraucherlast (automatischer Lastabwurf) genutzt. Auch können die systemverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber weitergehende Anpassungen von Stromeinspeisern und Stromabnehmern verlangen. Bevor Regelenergie zum Angleichen von Erzeugung und Verbrauch wegen der Aktivierungszeiten technisch in vollem Umfang zur Verfügung steht, werden schnelle Frequenzänderungen kurzfristig durch die Trägheit der rotierenden Massen von Generatoren des konventionellen Kraftwerksparks gedämpft. Dies wird als Momentanreserve bezeichnet. Um über die Summe aller Bilanzkreise auftretende Erzeugungs- und Lastüberschüsse auszugleichen, setzen die Übertragungsnetzbetreiber positive bzw. negative Regelleistung ein. Sie beschaffen die Regelleistung über ein regelmäßig durchgeführtes marktbasiertes Auktionsverfahren. Anbieter am Regelleistungsmarkt müssen vor einer Teilnahme in einem Präqualifikationsverfahren nachweisen, dass die vorgesehenen Erzeugungseinheiten, Speicher oder flexible Lasten über die geforderte Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Regelbarkeit verfügen. Derzeit wird Regelleistung in den drei Produktqualitäten Primär- (PRL) und Sekundärregelleistung (SRL) sowie Minutenreserve (MRL) ausgeschrieben. Die derzeitigen Produkte und Ausschreibungszeiträume sind in Abbildung 2 dargestellt. 5 U.a. schnelles Abregeln bei Frequenzen über 50,2 Hz sowie Begrenzung des Leistungsrückgangs bzw. sogar Leistungserhöhung bei Unterfrequenz. 8 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

9 Hintergrund: Einsatz von Regelleistung zur Frequenzhaltung. PRL SRL MRL Ausschreibungszeitraum wöchentlich wöchentlich täglich Ausschreibungszeitpunkt i. d. R. Dienstag der i. d. R. Mittwoch der Vorwo- i. d. R. vortäglich Mo-Fr, 10 Vorwoche che Uhr Produktzeitscheibe Gesamte Woche HT: Mo-Fr, 8-20h, exkl. Feiertage NT: restlicher Zeitraum 6 Zeitscheiben à 4 Stunden, beginnend um 00:00 Uhr eines Tages Produktdifferenzierung symmetrisches Pro- positive bzw. negative SRL positive bzw. negative MRL dukt Mindestangebotsgröße 1 MW 5 MW 5 MW Pooling Pooling in gleicher Pooling in gleicher Regel- Pooling in gleicher Regel- Regelzone möglich zone möglich; regelzonen- zone möglich; regelzonen- übergreifendes Pooling zur übergreifendes Pooling zur Erreichung der Mindestgrö- Erreichung der Mindestgrö- ße möglich ße möglich Abbildung 2: Produkte und Ausschreibungszeiträume am Regelenergiemarkt Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 9

10 Erfordernis zur Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung im Zuge der Energiewende. 2 Erfordernis zur Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung im Zuge der Energiewende. Regelleistung und Momentanreserve werden derzeit überwiegend durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt. Mit steigendem Anteil erneuerbarer Erzeuger im Stromsystem nehmen die Zeitpunkte zu, an denen konventionelle Kraftwerke zum großen Teil oder vollständig aus dem Strommarkt verdrängt werden. Zu diesen Zeitpunkten stehen konventionelle Kraftwerke in Deutschland dann im Allgemeinen auch nicht zur Erbringung von Regelleistung zur Verfügung 6. Dann werden alternative Erbringer benötigt, wie zum Beispiel Stromspeicher, Notstromaggregate, erneuerbare Energien und Demand Side Management 7. Gleichzeitig steigt mit höheren Anteilen volatiler Einspeisung aus Windenergie- und Photovoltaik- Anlagen der Effekt von Prognoseabweichungen, sodass sich der Regelleistungsbedarf zukünftig grundsätzlich erhöhen wird. 2.1 Steigender Bedarf an Regelleistung. Verschiedene wissenschaftliche Studien der vergangenen Jahre zeigen, dass mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien der Bedarf an Regelleistung im elektrischen Netz tendenziell ansteigen wird. Der Grund ist, dass sich mit der Zunahme der installierten Leistung erneuerbarer Energien der Effekt von Prognosefehlern entsprechend stärker auswirkt. Die dena-studie Systemdienstleistungen 2030 zeigt, dass unter der (konservativen) Annahme einer gleichbleibenden Prognosegenauigkeit für die EE-Einspeisung bis 2030 der Bedarf an negativer Minutenreserveleistung um ca. 70 Prozent und der Bedarf an positiver Minutenreserveleistung um ca. 90 Prozent steigen. Der Bedarf an Sekundärregelleistung (SRL) erhöht sich in geringerem Umfang (ca. 10 Prozent für negative SRL und ca. 40 Prozent für positive SRL), durch das vermehrte Auftreten starker Windflanken ist jedoch von einer vermehrten Aktivierung der Sekundärregelleistung auszugehen. 8 Für die Dimensionierung der Primärregelleistung ist auch weiterhin der Ausfall eines Doppelkraftwerksblocks mit 3 GW Leistung in Europa die auslegungsrelevante Bestimmungsgröße. Für die weitere Zukunft gilt es zusätzlich zu überprüfen, inwieweit Lastsprünge beim Ausfall von HGÜ-Leitungen auftreten können 9. Auch weitere Untersuchungen kommen zu dem Ergebnis, dass ein deutlicher Anstieg des Bedarfs an Regelleistung zu erwarten ist 10,11,12. Im Gegenzug muss berücksichtigt werden, dass parallel zu der beschriebenen Entwicklung verschiedene Maßnahmen in der jüngeren Vergangenheit ergriffen wurden bzw. noch angestrebt werden, um die Regelleistungsbeschaffung und -bereitstellung zu optimieren, bzw. die indirekt Einfluss auf den Bedarf an Regelleistung haben werden. Hierzu zählen die Planungen zur Vereinheitlichung der Regelleistungsmärkte in Europa, die Ausweitung des Netzregelverbunds und die Schaffung weitergehen- 6 Ausnahmen sind Pumpspeicherkraftwerke und Gasturbinen, die auch aus dem Stand Minutenreserve erbringen können. 7 Grundsätzlich wäre es auch denkbar, eine Mindesterzeugung aus konventionellen Kraftwerken kontinuierlich für die Erbringung von Systemdienstleistungen am Netz zu halten. Dies würde dann allerdings zu einer Abregelung von EE-Anlagen in Stunden hohen Dargebots an Wind und Sonneneinstrahlung führen, wenn die Transport- und Exportmöglichkeiten ausgeschöpft sind. 8 dena (2014a): Systemdienstleistungen ENTSO-E (2013): Network Code on Load-Frequency Control and Reserves, Final Draft. 10 dena (2010): dena-netzstudie II - Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum mit Ausblick Consentec GmbH (2010): Gutachten zur Dimensionierung des Regelleistungsbedarfs unter dem NRV. 12 DLR, IWES, IFNE (2012): Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global. 10 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

11 Erfordernis zur Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung im Zuge der Energiewende. der Möglichkeiten zur grenzüberschreitenden Erbringung von Regelleistung. Beispielsweise konnten im Zuge Ausweitung des Netzregelverbunds zum internationalen Netzregelverbund (International Grid Control Cooperation IGCC) durch die Verhinderung gegenläufiger Aktivierung von Regelleistung bereits Einsparungen von mehreren 100 Mio. realisiert werden. 13 Weiterhin verweisen verschiedene Marktakteure darauf, dass durch die Zunahme der Direktvermarktung erneuerbarer Energien und eine generell aktivere Optimierung der Bilanzkreise an den Spotmärkten der Anstieg des Regelleistungsbedarfs gedämpft werden könne. Die zur Diskussion stehenden Vorschläge für Anpassungen der Umlagesystematik für die Kosten der abgerufenen Regelenergie (sog. Ausgleichsenergie) sowie für mögliche Weiterentwicklungen des Intradaymarkts (z. B. durch Verschiebungen der Gate-Closure-Zeiten Richtung Erbringungszeitpunkt 14 ) können zu einer Optimierung der Bilanzkreisbewirtschaftung führen. Derzeit wird der Bedarf an Regelleistung quartalsweise durch die Übertragungsnetzbetreiber nach einem mit der Bundesnetzagentur abgestimmten Verfahren ermittelt. Durch eine Umstellung auf ein adaptives Dimensionierungsverfahren des Regelleistungsbedarfs kann die Steigerung des bis 2030 durchschnittlich benötigten Regelleistungsbedarfs begrenzt werden 15. Adaptives Verfahren bedeutet, dass der Bedarf an Regelleistung für jeden Tag individuell auf Basis vortäglicher Prognosen für Last und Einspeisung erneuerbarer Energie ermittelt wird. Zu beachten ist jedoch, dass auch bei Verwendung eines adaptiven Verfahrens an einzelnen Tagen mit hoher Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien ein nahezu doppelt so hoher Bedarf an Minutenreserve in 2030 verglichen mit dem heutigen Bedarf bestehen könnte 16. Dies liegt daran, dass sich bei hoher Einspeisung aus Wind und PV die Fehler der Erzeugungsprognosen besonders stark auswirken. 2.2 Notwendigkeit einer alternativen Erbringung von Regelleistung. Je höher der Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien ist, der mit Grenzkosten nahe Null am Strommarkt anbietet, desto stärker werden konventionelle Kraftwerke in Situationen mit entsprechendem Dargebot aus dem Markt gedrängt. Marktsimulationen der dena-studie Systemdienstleistungen 2030 zeigen, dass bis 2030 gerade für die PRL und die SRL konventionelle Kraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke marktgetrieben nicht mehr in ausreichendem Umfang am Netz sind, um die benötigte Regelleistung vollständig für die heute geforderten Produktzeitscheiben (MRL: 4 h, SRL: jeweils 12 h HT/NT für eine Woche, PRL: eine komplette Woche) erbringen zu können. Auch unter der Annahme einer deutlichen Verkürzung der Produktzeitscheiben verbleiben Stunden, in denen der Regelleistungsbedarf zukünftig nicht vollständig aus konventionellen Kraftwerken gedeckt werden kann. Es existieren verschiedene technische Lösungsmöglichkeiten mit grundsätzlich ausreichendem Potenzial, die genutzt werden sollten, um zukünftig den Bedarf an Regelleistung auch in Stunden mit geringer Einspeisung aus konventionellen Kraftwerken zu decken. Alternative Technologien sind u. a. flexible Stromlasten, Speicher, EE-Anlagen und weitere dezentrale Erzeugungsanlagen (z. B. Not- 13 Pressemitteilung: Dutch consumers save hundreds of millions of euros thanks to TenneT s acquisition of transpower, Veröffentlichung: 14. Januar BDEW (2015b): Voraussetzungen für die Etablierung und effiziente sowie zuverlässige Bereitstellung von Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen. 15 dena (2014): Studie Systemdienstleistungen dena (2014): Studie Systemdienstleistungen Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 11

12 Erfordernis zur Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung im Zuge der Energiewende. stromaggregate und Klein-BHKWs). Diese Technologien sind z. T. bereits für die Regelenergievermarktung etabliert oder befinden sich im Testbetrieb (z. B. Windenergieanlagen) Pilotprojekte in den USA zeigen des Weiteren die grundsätzliche Einsatzmöglichkeit von Schwungradenergiespeichern im Bereich der Frequenzregelung. 12 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

13 Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung. 3 Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung. 3.1 Entwicklung des Regelleistungsmarktes. Neben konventionellen Kraftwerken vermarkten in den letzten Jahren vermehrt alternative Anbieter ihre Leistung am Regelleistungsmarkt. Die Basis wurde hierfür in der Vergangenheit durch Anpassungen der Regelleistungsprodukte sowie insbesondere dem Zulassen von Regelleistungspools gelegt. Die Marktregeln und Zugangsbedingungen für die einzelnen Regelleistungsqualitäten werden von der Bundesnetzagentur (BNetzA) nach Konsultation mit den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und Anbietern festgelegt. Zuletzt hat die Bundesnetzagentur 2011 die Ausschreibungszeiträume von Primär- und Sekundärregelleistung verkürzt, die Mindestangebotsgröße bei allen drei Regelleistungsprodukten verkleinert und die Möglichkeiten für Blockgebote bei der Minutenreserveleistung verbessert. Als alternative Anbieter treten heute am Regelleistungsmarkt insbesondere Regelleistungspools bestehend aus Biogasanlagen und Notstromaggregaten sowie einzelne Industrieunternehmen mit flexiblen Lasten (einschließlich Power-to-heat-Konzepten) auf. Es gibt drei konkrete Umsetzungen durch WEMAG/Younicos, DREWAG/Younicos und Belectric/Energy2market sowie darüber hinaus verschiedene Planungen zum Einsatz von Großbatterien für die Erbringung von Primär- und Sekundärregelleistung (Stand 05/2015). Auch haben sich in den letzten Jahren verschiedene neue Marktteilnehmer gebildet, die virtuelle Kraftwerke aus dezentralen Energieanlagen und Stromlasten in Unternehmen u. a. für eine Regelleistungsvermarktung bündeln. Auch Energieversorgungsunternehmen und Stadtwerke haben verschiedentlich virtuelle Kraftwerke für eine Zusammenführung von dezentralen Energieanlagen u. a. zur Vermarktung als Regelenergie realisiert oder sind dabei, entsprechende Konzepte zu entwickeln und umzusetzen. Teilweise werden hierfür auch Kooperationen gebildet. Zum Beispiel haben Viessmann und RWE im Frühjahr 2015 ein Pilotprojekt für ein virtuelles Kraftwerk aus Mini-Blockheizkraftwerken gestartet 18. Insgesamt stieg die Zahl der präqualifizierten Anbieter zwischen 2007 und 2014 bei der Primärregelung von 5 auf 21 19, bei der Sekundärregelung von 5 auf 28 und im Minutenreservemarkt von 20 auf Präqualifizierte Anbieter sind dabei alle Anlagenbetreiber und Poolanbieter, die einen gültigen Rahmenvertrag zur Regelleistungserbringung mit mindestens einem Übertragungsnetzbetreiber abgeschlossen haben und gleichzeitig präqualifizierte Leistungen in Höhe von mindestens der Mindestangebotsgröße aufzuweisen haben. Auch die in den letzten Jahren sinkenden Preise für Regelleistung sind ein deutlicher Indikator für den steigenden Wettbewerb und die begonnene Marktentwicklung Viesmann (2014): Viessmann und RWE starten Pilotprojekt, abgerufen am , Pressemitteilung. 19 Inklusive Anbietern aus den Niederlanden und der Schweiz. 20 Anbieter Regelleistung, aufgerufen am Consentec (2014): Beschreibung von Regelleistungskonzepten und Regelleistungsmarkt. Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 13

14 Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung. 3.2 Entwicklung der Rahmenbedingungen. Verschiedene Forschungsinstitute, Poolbetreiber zur Regelleistungsbereitstellung und weitere Marktakteure verweisen regelmäßig auf die hemmende Wirkung der derzeitigen Vorgaben zu Mindestangebotsgrößen, Leistungsscheiben, Gebotszeiträumen und Ausschreibungsarten für die Partizipation von erneuerbaren Energien am Regelenergiemarkt und weiteren alternativen Erbringern. Europäische Rahmenbedingungen für den Regelenergiemarkt. Den Rahmen für die Leistungsfrequenzregelung bildet auf europäischer Ebene bisher das ENTSO-E Operation Handbook, das die übergeordneten Prinzipien und Regeln für den Betrieb der Stromnetze und die Koordination zwischen den europäischen ÜNB enthält. Aktuell erfolgt auf europäischer Ebene die Entwicklung und Abstimmung von europaweit einheitlichen Network Codes, welche die zahlreichen und unterschiedlichen nationalen Regelungen für das Stromnetz, unter anderem in den Bereichen Netzbetrieb, Netzanschluss, Engpassmanagement und Regelenergie harmonisieren sollen. Folgende Network Codes betreffen dabei direkt oder indirekt auch das Thema Frequenzhaltung: Load Frequency Control & Reserves (LFCR): Die Übertragungsnetzbetreiber im Netzgebiet der ENTSO-E kooperieren seit Jahren, um im Verbund die Netzfrequenz bei 50 Hertz, die Austauschleistungen zwischen den Regelzonen auf ihren Sollwerten und damit das Stromsystem stabil zu halten. Der Network Code für Load Frequency Control & Reserves enthält daher viele bereits praktizierte und im Betrieb bewährte einheitliche Regeln für die Frequenzhaltung im Verbundgebiet der ENTSO-E, die jedoch vor dem Hintergrund einer zunehmenden volatilen Einspeisung erneuerbarer Energien weiterentwickelt werden. Der LFCR bildet somit einen verbindlichen Rahmen für die Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern. Nach dem bisherigen Stand des Network Codes wird sich kein größerer Handlungsbedarf für die Weiterentwicklung des Regelleistungsmarktes in Deutschland ergeben. 22 Am 27. September 2013 hat die europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) der europäischen Kommission empfohlen, den Entwurf des Network Codes von ENTSO-E zu verabschieden. Es ist nunmehr geplant, alle Operational Network Codes ( Operational Security, Operational Planning and Scheduling und LFCR ) zu einem Code zusammenzufassen. Anschließend beginnt das sogenannte Kommitologie-Verfahren, um den zusammengefassten Network Code im Zuge der europäischen Rechtsetzung in Kraft treten zu lassen (Stand 10/2015). 23 Requirements for Generators (RfG): Der Network Code Requirements for Generators definiert einen einheitlichen europäischen Rahmen, innerhalb dessen die nationalen Übertragungsnetzbetreiber die Anschlussbedingungen für Erzeugungsanlagen festlegen. Ein wichtiger Fokus liegt auf den benötigten Beiträgen erneuerbarer Erzeuger zur Stabilität des Gesamtsystems. Am 26. Juni 2015 haben die Mitgliedsstaaten der EU den Network Code RfG im Kommitologie-Verfahren angenommen. Es folgt im Weiteren die Prüfung durch das Europäische Parlament und dem Europäischen Rat (Stand 10/2015) Tennet (2015): Experteninterview, Telefonat wurde am durchgeführt abgerufen am abgerufen am Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

15 Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung. Electricity Balancing (EB): Der Network Code für Electricity Balancing legt einheitliche Produktdefinitionen für die Beschaffung von Regelenergie im Verbundgebiet der ENTSO-E fest. Ziel ist es, die Regelleistungsmärkte über Regelzonen- und Regelblockgrenzen hinaus zu erweitern und sukzessive einen gemeinsamen, europäischen Markt für Regelleistung zu schaffen. Um den grenzüberschreitenden Regelenergieaustausch innerhalb Europas zu erleichtern und den Wettbewerb zwischen Regelenergieanbietern zu fördern, sind Anpassungen bei den nationalen Produktdefinitionen notwendig. Außerdem soll durch die Umsetzung der Regelungen des EB der Marktzugang für Anbieter von Lastmanagement und erneuerbaren Energien erleichtert werden. U. a. sieht der Network Code EB in der derzeitigen Fassung die Option für die Schaffung eines Arbeitspreismarktes für Minutenreserve vor. Die Bundesnetzagentur erwartet geringere Kosten für die Regelenergievorhaltung, wenn durch eine Erleichterung des Marktzugangs für DEA der Wettbewerb gesteigert wird 25. Am 22. Juli 2015 hat die europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) der europäischen Kommission empfohlen, den Entwurf des Network Codes von ENT- SO-E zu verabschieden. Es folgt das Kommitologie-Verfahren, um den Network Code im Zuge der europäischen Rechtsetzung in Kraft zu setzen (Stand 10/2015). 26 Rahmenbedingungen für den Regelenergiemarkt in Deutschland. Die grundlegenden gesetzlichen Rahmenbedingungen für die Erbringung von Maßnahmen zur Frequenzhaltung sowie konkret für den Einsatz von Regel- und Ausgleichsenergie sind im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sowie in der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) enthalten. Neben grundlegenden Prinzipien wie bspw. der Systemverantwortung durch die Übertragungsnetzbetreiber sind darin auch Anforderungen an die marktbasierte Beschaffung und Erbringung von Regelenergie festgelegt. Die StromNZV legt detailliertere Vorgaben zur Beschaffung, Erbringung und Verrechnung von Regelleistung fest. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) trifft darüber hinaus Regelungen zur Teilnahme von EEG-geförderten EE-Anlagen an Regelenergiemärkten. Dabei sieht das EEG vor, dass nach dem EEG geförderte EE-Anlagen nur dann Regelleistung anbieten dürfen, wenn sie sich in der Direktvermarktung befinden. Ergänzend zu den genannten gesetzlichen Rahmenbedingungen sind im Transmission Code der deutschen ÜNB (2007) technische Anforderungen festgelegt, die durch technische Einheiten im Rahmen der Präqualifikation nachgewiesen werden müssen, um zur Erbringung von Regelenergie zugelassen zu werden. Darüber hinaus sind die generellen Pflichten bilanzkreisverantwortlicher Marktteilnehmer zur Abwicklung der Handels-, Vertriebs- und Netzaktivitäten in den Bilanzkreisverträgen geregelt. Der Standard-Bilanzkreisvertrag wurde von der Bundesnetzagentur für die deutschen Regelzonen festgelegt 27. Die konkreten Rahmenbedingungen zur Ausschreibung von Regelenergie (z. B. Produkteigenschaften) für die unterschiedlichen Regelleistungsmärkte (PRL, SRL und MRL) werden von der Bundesnetzagentur in Festlegungsverfahren vorgegeben und bei Bedarf angepasst. Die letzte gültige Festlegung fand 2011 statt. Regularien für die Verrechnung von Ausgleichsleistungen an Marktteilnehmer wurden 2012 überarbeitet. Auch hat die Bundesnetzagentur verschiedene weitere Festlegungen und Vor- 25 Positionspaper der Bundesnetzagentur zur Konsultation des Grünbuchs Ein Strommarkt für die Energiewende vom abgerufen am Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 15

16 Status Quo der Weiterentwicklung der Regelleistungserbringung. gaben zu einzelnen Detailfragen der Frequenzhaltung im Laufe der Zeit beschlossen, wie bspw. die Festlegung eines Kernanteils für die negative Minutenreserveleistung für die Regelzone 50Hertz im Jahr Im Weißbuch des Bundeswirtschaftsministeriums 29 sind konkrete Maßnahmen zur Öffnung der Regelleistungsmärkte angekündigt. Ziel sei es, noch in 2015 ein Festlegungsverfahren durch die Bundesnetzagentur eröffnen zu lassen. Es sollen dabei u. a. Verkürzungen der Produktzeitscheiben und der Ausschreibungsvorläufe geprüft werden, um alternativen Anbietern wie EE-Anlagen einen verbesserten Zugang zum Regelleistungsmarkt zu ermöglichen. Auch soll die Umsetzung eines Regelarbeitsmarktes sowie eines Sekundärhandels geprüft werden. 28 Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom BMWi (2015) Ein Strommarkt für die Energiewende. 16 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

17 Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion. 4 Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion. Zentrale Handlungsfelder für eine weitergehende Regelleistungsbereitstellung aus dezentralen Energieanlagen sind: 1. Zuschnitt und Kontrahierung von Regelleistungsprodukten 2. Nachweisverfahren für die Regelleistungserbringung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien 3. Koordination einer Regelleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz Im Folgenden werden die wichtigsten Aspekte der energiewirtschaftlichen und wissenschaftlichen Fragestellungen zum Weiterentwicklungsbedarf der Regelleistungsmärkte zu diesen drei Punkten dargestellt. 4.1 Zuschnitt und Kontrahierung von Regelleistungsprodukten. In der energiewirtschaftlichen Diskussion wird von verschiedenen Seiten, u. a. von Forschungsinstituten, Poolbetreibern sowie Herstellern und Betreibern von dezentralen Energieanlagen, die Weiterentwicklung von Regelleistungsprodukten und weiterer Rahmenbedingungen vorgeschlagen bzw. gefordert, um eine weitergehende Regelleistungserbringung aus DEA zu ermöglichen, den Wettbewerb zu stärken und die mittelfristige Liquidität der Regelleistungsmärkte sicherzustellen. Vorlaufzeiten und Produktzeitscheiben bei der Ausschreibung von Regelleistung. Eine Möglichkeit, den Marktzugang zur Regelleistungserbringung zu vereinfachen, ist die Verkürzung der Vorlaufzeit, d. h. der Zeit zwischen Auktionsende und Beginn der Regelleistungserbringung. Bisher werden PRL und SRL eine Woche im Voraus ausgeschrieben, die Minutenreserve vortäglich bzw. am Freitag für das folgende Wochenende. Die Einspeiseleistungen der vom Dargebot abhängigen PV- und Windenergieanlagen kann aber nicht mit ausreichender Sicherheit über mehrere Tage hinweg genau genug vorhergesagt werden. Außerdem ist es für fluktuierende Einspeiser kaum möglich, die langen Produktzeitscheiben von einer Woche (PRL) bzw. einer Woche HT/NT (SRL) abzudecken. Auch für flexible industrielle Lasten ist es schwierig, die Verfügbarkeit über einen längeren Zeitraum im Voraus verlässlich zu prognostizieren. Dies führt dazu, dass eine Teilnahme von Demand- Side-Management-Anbietern (DSM-Anbietern) 30 am Regelenergiemarkt bisher nur in wenigen Einzelfällen für die Produkte PRL und SRL möglich ist. Simulationen und Feldtests zeigen, dass eine Umstellung auf eine vortägliche Ausschreibung und entsprechend kürzere Produktzeitscheiben für SRL und PRL, aber auch eine weitere Verkürzung der Vorlaufzeit von MRL, das Regelleistungspotenzial von WEA und PV stark erhöhen würde 31. Als mögliche Nachteile einer weiteren Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktzeitscheiben wurden im Zuge der Konsultationsverfahren der Bundesnetzagentur zur Anpassung der Vorgaben für die Ausschreibungsbedingungen für die Sekundärregelleistung und Primärregelleistung in 2011 u. a. genannt: der verringerte Handlungsspielraum bei einer Unterdeckung der Auktion 30 DSM-Anbieter spielen bei der Ausgestaltung des Marktes für Demand Side Management eine zentrale Rolle. Sie stehen Unternehmen unterstützend zur Seite und ermöglichen auch kleineren Unternehmen, ihre Lastverlagerungspotenziale über Pooling zu vermarkten. 31 IWES (2014c): Regelenergie durch Windkraftanlagen. Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 17

18 Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion. die Erhöhung des Aufwands für die Ausschreibungen sowohl für Anbieter als auch die ausschreibenden Übertragungsnetzbetreiber verringerte Planungssicherheit der Übertragungsnetzbetreiber Im Ergebnis hat die Bundesnetzagentur mit ihrem Beschluss bereits 2011 zum Ausdruck gebracht, dass mittelfristig eine Umstellung auf einen täglichen Ausschreibungszyklus und kürzere Produktzeitscheiben anzustreben ist. 32 Dies würde die Regelleistungserbringung aus fluktuierenden EE unterstützen als auch den sich im Tagesverlauf verändernden Marktgegebenheiten besser Rechnung tragen. Von vielen Marktteilnehmern wird eine Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktzeitscheiben befürwortet bzw. erwartet. Dies zeigen u. a. die Stellungnahmen zum BMWi-Grünbuch. Anbieter von Kurzzeitspeichern schlagen vor, ergänzend zu untersuchen, welcher Bedarf an sehr kurzfristigem Regelungsbedarf im zukünftigen Stromsystem besteht, welche Vorteile der Einsatz neuer Speichertechnologien mit besonders schnellen Reaktionszeiten dabei böte und wie sich dies bei der Produktgestaltung niederschlagen sollte. Asymmetrische Produkte: Die PRL wird aktuell als symmetrisches Produkt ausgeschrieben, d. h. Anbieter müssen die Möglichkeit, sowohl negative als auch positive Regelleistung zu erbringen, gleichzeitig zur Verfügung stellen. Die MRL und SRL werden dagegen separat als positive bzw. negative Regelleistung ausgeschrieben und ermöglichen eine differenzierte Abgabe von positiven und/oder negativen Angeboten. Die symmetrische Produktgestaltung im PRL-Markt verhindert eine direkte Teilnahme durch Anlagen, die nur einseitig positive oder negative Regelleistung bereitstellen können, erleichtert aber im Gegenzug durch die relativ ausgewogenen Be- und Entladezyklen Speichertechnologien den Marktzugang. Forschungsprojekte empfehlen asymmetrische Produkte, um den Wettbewerb zu steigern und die Kosten der Regelleistungsbeschaffung zu senken, von Marktakteuren wird dies verschiedentlich gefordert, um Beiträge durch fluktuierende EE und Lastmanagement, aber auch von KWK-Anlagen (Bereitstellung von negativer Regelleistung durch Nutzung eines Tauchsieders im Wärmespeicher) zu ermöglichen 33, 34, 35. Als Kompromiss können bei der Einführung einer asymmetrischen Produktgestaltung die Möglichkeit zur Einreichung separater Angebote für positive und negative PRL, die nur im Fall eines gleichzeitigen Zuschlags für positive und negative PRL wirksam werden, geprüft werden, um Speichertechnologien den Marktzugang zu erleichtern. Demgegenüber gilt es u. a. den Mehraufwand bei ÜNB und Marktteilnehmern bei Einführung von asymmetrischen PRL-Produkten abzuwägen. Auch wird z. T. zur Vorsicht gemahnt, es müsse zunächst durch die ÜNB geprüft werden, ob bei einer geografischen Verteilung der Erbringer für negative und positive Regelleistung Leistungspendelungen entstehen könnten, die zu ungewollten Abschaltungen führen und die Systemsicherheit gefährden könnten Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom Reservices (2014): Economic grid support services by wind and solar PV. 34 IWES (2014b): Kombikraftwerk 2 - Abschlussbericht. 35 Positionspaper von Evonik zur Konsultation des Grünbuchs Ein Strommarkt für die Energiewende vom Positionspaper von VGB zur Konsultation des Grünbuchs Ein Strommarkt für die Energiewende vom Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.

19 Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion sprachen sich sowohl Bundesnetzagentur als auch die ÜNB gegen die Einführung asymmetrischer Produkte bei der Primärregelleistung aus. Die Bundesnetzagentur argumentierte, dass die mögliche Teilnahme von Anlagen, die nur in eine Regelrichtung regeln können, auch über eine Poolung von Anlagen realisiert werden könne. Laut der Übertragungsnetzbetreiber könne eine Differenzierung der Primärregelleistung nach Regelrichtung zu einer ungleichen Verteilung positiver und negativer Primärregelleistungsbereitstellung über Deutschland führen. Dies könne zur Folge haben, dass in einer Regelzone vorgehaltene positive Primärregelleistung von der dort vorgehaltenen negativen Primärregelleistung abweicht. Diese Unterschiede müssten dann bei der die Primärregelung ablösenden Sekundärregelung berücksichtigt werden. Arbeitspreismarkt und Sekundärhandel. Im Rahmen der derzeitigen Version des Network Codes Electricity Balancing ist eine Option zur Einführung eines Arbeitspreismarktes enthalten. Das Ziel des Arbeitspreismarktes ist es, Anbieter, deren Verfügbarkeit für die Regelleistungserbringung sich erst im Tagesverlauf ergibt bzw. festgestellt werden kann, noch kurzfristig in den Regelleistungsmarkt zu integrieren. Es wird erwartet, dass auf diese Weise die Zugangsmöglichkeiten zum Regelleistungsmarkt für alle Regelleistungsanbieter vergleichmäßigt werden, sich der Wettbewerb für die Erbringung der Regelarbeit erhöht und dadurch Kosten verringert werden können. Studien zeigen, dass mit diesen Voraussetzungen das Potenzial von Windenergieanlagen (WEAs) zur Regelleistungsbereitstellung deutlich gesteigert wird, da die untertägige Prognose im Vergleich zu Vortagsprognosen eine höhere Zuverlässigkeit aufweist 37. Dem wird entgegengehalten, dass durch die Schaffung eines kurzfristigen Arbeitsmarktes und die damit verbundene Verlagerung von Handlungsaktivitäten die Liquidität und die Bedeutung des Intradaymarkts geschwächt werden könne. 38 Alternativ wird vorgeschlagen, die bestehenden Märkte auszuweiten und bspw. für die MRL die Abgabe freier Arbeitsgebote zu ermöglichen 39. Ein weiterer Vorschlag ist, einen Sekundärhandel für den Regelleistungsmarkt zuzulassen, sodass eine nachträgliche Optimierung des Marktes (u. a. unter Einbindung erst kurzfristig verfügbarer Regelleistungsanbieter) erfolgen kann Der Sekundärhandel würde es Anbietern bei ausreichender Liquidität auch ermöglichen, sich bei Ausfall von technischen Einheiten Ersatz zu beschaffen. Die Einführung eines Sekundärmarktes verursacht jedoch nach Einschätzung der dena voraussichtlich höhere Transaktionskosten im Vergleich zu einer Verkürzung der Vorlaufzeiten des bisherigen Regelleistungsmarktes. Um die Zusammenführung von Energieanlagen in virtuellen Kraftwerken zu vereinfachen, strebt der Verein VHPReady e.v. Standards an, die u. a. die kommunikative Einbindung und das Regelungsverhalten betreffen. Auf diese Weise soll eine Typenpräqualifikation von Anlagen erreicht werden, die den administrativen Aufwand der Präqualifikation sowohl bei ÜNB als auch beim Betreiber eines Regelleistungspools vereinfacht und die Prozesse beschleunigt IWES (2014b): Kombikraftwerk 2 - Abschlussbericht. 38 BDEW (2015b): Voraussetzungen für die Etablierung und effiziente sowie zuverlässige Bereitstellung von Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen. 39 Next Kraftwerke (2015): Möglichkeiten, Herausforderungen und Grenzen für die Bereitstellung von Regelleistung aus erneuerbaren Energien. 40 BDEW (2015b): Voraussetzungen für die Etablierung und effiziente sowie zuverlässige Bereitstellung von Regelleistung aus dezentralen Energieanlagen. 41 Positionspaper vom BDI zur Konsultation des Grünbuchs Ein Strommarkt für die Energiewende vom VHPready (2015): Bedeutung von Standards für den effizienten Aufbau virtueller Kraftwerke aus dezentralen Energieanlagen. Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen. 19

20 Stand der energiewirtschaftlichen Diskussion. 4.2 Verfügbarkeit und Nachweis einer Regelleistungsbereitstellung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien. Verfügbarkeit von fluktuierenden EE-Anlagen für die Regelleistungserbringung. Aufgrund der Bedeutung der Regelleistungserbringung für die Systemsicherheit besteht derzeit die Anforderung, dass Regelleistungserbringer eine 100 %ige Verfügbarkeit garantieren 43, 44, 45. Mit 100 % Verfügbarkeit ist dabei gemeint, dass die angebotene Reserveleistung über den gesamten Angebotszeitraum vollständig vorgehalten werden und jederzeit abrufbar sein muss 46. Anbieter mit Einzelanlagen oder kleinen Anlagenparks sehen die von den Übertragungsnetzbetreibern geforderte 100 %ige Verfügbarkeit als zu hoch an und vor allem für dezentrale Energieanlagen infolge eventueller Anlagenausfälle und der im Falle von Windenergieanlagen vom Dargebot abhängigen Erzeugungsleistung als technisch nicht leistbar. Mit den Beschlüssen der Bundesnetzagentur im Jahr 2011 wurde eine Besicherung des Regelleistungsangebots durch Anlagen von Dritten ermöglicht 47, um die Regelleistungsbereitstellung auch für Einzelanlagen oder kleinere Anlagenparks zu erleichtern. In der Realität ist es auch für konventionelle Kraftwerke wegen Ausfallsrisiken nicht möglich, eine Verfügbarkeit von 100 % zu gewährleisten. Aus Untersuchungen des Fraunhofer IWES geht hervor, dass ein bewährter Erfahrungswert für die Regelleistungsbereitstellung in Deutschland 99,994 %. 48 sei, der bei entsprechend großräumiger Poolung u. a. auch mit Windenergieanlagen erreicht werden könne. Die Windbranche schlägt dementsprechend vor, eine regelzonenübergreifende Poolung für die Regelleistungserbringung zu ermöglichen, damit Ausgleichseffekte durch unterschiedliche Wetterbedingungen in verschiedenen Regionen besser genutzt werden können. Laut einem Beschluss der BNetzA (BK ) wäre dies außer für sehr kleine Pools, die über die regelzonenübergreifende Poolung die Mindestangebotsgröße erreichen nicht mit den auf der gegenwärtigen Regelzonenstruktur basierenden Mechanismen zur Überwachung und Steuerung der Lastflüsse vereinbar. Die Bundesnetzagentur sieht bisher die Anforderung nach einer 100 %igen Verfügbarkeit aufgrund der Bedeutung der Regelleistung für die Systemsicherheit als gerechtfertigt an. Nachweis einer Regelleistungserbringung aus fluktuierenden EE-Anlagen. Für die Abrechnung sowie die Kontrolle einer zuverlässigen Regelleistungserbringung ist ein Nachweis erforderlich, dass bei Abrufen tatsächlich die angeforderte Regelleistung von dem entsprechenden Regelleistungsanbieter erbracht wird. Bisher erfolgte dieser Nachweis in Deutschland durch den Vergleich der tatsächlichen Anlagen- bzw. Poolleistung im Vergleich zu einem vorab gemeldeten Arbeitspunkt (im Falle der SRL) bzw. durch Betriebsprotokolle, die eindeutig die gelieferte Regelarbeit ableiten lassen (im Falle der MRL). Für eine Bereitstellung von Regelleistung aus fluktuierenden EE-Anlagen wäre es für dieses sogenannte Fahrplanmodell notwendig, auf Basis der Erzeugungsprognose und durch eine entsprechende Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom TransmissionCode 2007 Anhang D 3 - TransmissionCode - Anhang D Beschluss BK der Bundesnetzagentur vom IWES (2014a): Herausforderungen bei Verfahren zur Bestimmung eines gesicherten Regelleistungsangebotes und Nachweisverfahren von WEA und PV. 20 Regelleistungserbringung aus dezentralen Energieanlagen. Analyse des weiteren Handlungsbedarfs der dena-plattform Systemdienstleistungen.