Kurzgutachten zur Konsultation zum Gutachten»Optimierung der Ausregelung von Leistungsungleichgewichten«

Kurzgutachten zur Konsultation zum Gutachten»Optimierung der Ausregelung von Leistungsungleichgewichten«Festlegungsverfahren der BNetzA zum Einsatz von Regelenergie Aktenzeichen BK6-08-111 Kurzgutachten LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009

Ansprechpartner: Ben Schlemmermeier Geschäftsführer ben.schlemmermeier@lbd.de Tel.: +49(0)30.617 85 311 Adresse: LBD-Beratungsgesellschaft mbh Stralauer Platz 34 EnergieForum (D) 10243 Berlin Tel.: +49(0)30.617 85 310 Fax: +49(0)30.617 85 330 www.lbd.de LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 2/22

Inhalt Seite 1 Zusammenfassung der Analyseergebnisse...4 2 Hintergrund, Gegenstand und Struktur des Kurzgutachtens...6 3 Effizienter Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve...8 3.1 Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve in den einzelnen Regelzonen...8 3.2 Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve im Netzregelverbund...10 3.3 Schlussfolgerung...11 4 Liquidität am kurzfristigen Strommarkt als Voraussetzung für Wettbewerb...13 4.1 Treiber der Entwicklung des kurzfristigen Strommarktes und Anforderungen...13 4.1.1 EEG-Stromeinspeisung...13 4.1.2 Steuerung von Stromnachfrage und Stromangebot...16 4.2 Liquidität im kurzfristigen Strommarkt...17 4.2.1 Beschreibung der Teilmärkte...17 4.2.2 Splittung der Liquidität auf die Teilmärkte...19 4.3 Schlussfolgerung...20 5 Schaffung von Liquidität durch Zusammenlegung sachlicher und räumlicher Märkte...21 5.1 Räumliche Zusammenlegung durch Einführung eines einzelnen Netzreglers...21 5.2 Sachliche Zusammenlegung durch Fusionierung der Märkte für Intraday-Handel, EEG- und Minutenreserve...21 LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 3/22

1 Zusammenfassung der Analyseergebnisse Effizienter Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve Der Netzregelverbund ist nicht in der Lage den Einsatz von Sekundärregelreserve und Minutenreserve anhand von Effizienzkriterien zu optimieren. Der Einsatz von Minutenreserve in den Regelzonen von Amprion, transpower und Vattenfall vor Zusammenschluss des Netzregelverbunds zeigt, dass mit einem zentralen Netzregler ein gegenüber dem Netzregelverbund viel effizienterer Einsatz der Minutenreserve möglich ist. Seit Einführung des Netzregelverbunds erfolgt der Einsatz von Minutenreserve bei kontinuierlichem Abruf von Sekundärregelleistung über Zeiträume von länger als 2 Stunden weitaus weniger effizient und regelkonform. Zum Beispiel wurde negative Minutenreserve in dem analysierten Fall im Durchschnitt der einzelnen Regelzonen vor der Einführung des Netzregelverbunds in 42% und nach dessen Einführung nur noch in 21% der Zeit eingesetzt. Liquidität als Voraussetzung für Wettbewerb Wettbewerb setzt ausreichend Liquidität an den Märkten voraus. Durch die Splittung der kurzfristigen Strommärkte (Frist kürzer als day-ahead) in sachlich: Sekundärregelleistung, Minutenreserve, EEG-Reserve, Intraday-Markt räumlich: vier Regelzonen wird auch die Liquidität gesplittet. Damit fehlt es an der essentiellen Voraussetzung für funktionstüchtige Märkte. Die Ausführung von untertäglichen Fahrplanänderungen mit einem Volumen von mehr als 20 TWh im Jahr 2008, Liquiditätsanforderungen von rund 7,9 TWh aufgrund kurzfristiger EEG-Prognoseabweichungen, Intraday-Handelsgeschäfte von 2,3 TWh und der Einsatz von Sekundärregeleistung und Minutenreserve mit einem Volumen von rund 7,9 TWh im Jahr 2008 verteilen sich derzeit auf vier räumlich und mehr als vier sachlich getrennte Märkte. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 4/22

Zusammenlegung der sachlichen und räumlichen Märkte Die qualitativ und quantitativ wachsenden Anforderungen aufgrund der Vermarktung des EEG-Stromaufkommens an der Börse, des dynamischen Wachstums des EEG-Stromaufkommens sowie der die Lasten verschiebenden Steuerung von Stromnachfrage und Stromangebot verlangen eine wachsende Liquidität in den kurzfristigen Märkten, die nur innerhalb einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler möglich und mit einer Fusion der Minutenreserve-, EEG-Reserve-, Intraday- Märkte geschaffen werden kann. Allein der Liquiditätsbedarf aus dem kurzfristigen Ausgleich aufgrund von Prognoseabweichungen der Windstromeinspeisung kann bis zum Jahr 2020 19 TWh bis 30 TWh betragen. Die Schaffung einer einheitlichen Regelzone mit einem deutschlandweiten Intraday-Markt ermöglicht eine flexiblere, automatisiertere, schnellere und transparentere Bereitstellung dieser Liquidität, wirkt wettbewerbsfördernd und preisdämpfend und ist damit verbraucherfreundlicher als jedes bisherige System. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 5/22

2 Hintergrund, Gegenstand und Struktur des Kurzgutachtens Hintergrund Die TU Dortmund und E-Bridge haben am 09.10.2009 das im Auftrag der Bundesnetzagentur (BNetzA) erstellte Gutachten zur»optimierung der Ausregelung von Leistungsungleichgewichten«präsentiert und mit den Verfahrensbeteiligten erörtert. Zu diesem Gutachten lagen Stellungnahmen der Amprion GmbH (Amprion) und der Kooperation Netzregelverbund (NRV) bestehend aus der EnBW Transportnetze AG (EnBW), der transpower stromübertragungs gmbh (transpower) und der Vattenfall Europe Transmission GmbH (VET) vor. Das Gutachten und die Stellungnahmen haben dargestellt, dass sowohl der NRV als auch das von Amprion favorisierte Modell des Zentralen Netzreglers (ZNR) zur Optimierung des Einsatzes von Regelenergie sehr gut in der Lage sind. Beide Konzepte seien technisch machbar, zeitnah umsetzbar und würden die bestehende System- und Versorgungssicherheit auch in Zukunft gewährleisten. Aus Sicht der LBD bietet das Konzept des ZNR im Gegensatz zum Netzregelverbund weitere bedeutende Vorteile: 1. Tendenziell höhere Einsparungen beim Regelenergieleistungsbedarf und Regelenergieeinsatz sowie bei der Bilanzkreisabwicklung 2. Transparentere Lösung aufgrund der systemimmanenten Vermeidung des Gegeneinanderregelns bei einer geringen Komplexität innerhalb einer erprobten technischen Lösung 3. Ermöglichung von mehr Wettbewerb im Regelenergiemarkt, unter anderem durch den Regelleistungsabruf nach einer deutschlandweiten Merit Order und die Bündelung und Poolung auf der Anbieterseite 4. Ermöglichung von mehr Wettbewerb im Großhandelsmarkt durch Wegfall der innerdeutschen Fahrpläne und Vereinfachung des Intraday-Handels in einem deutschlandweiten Marktgebiet LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 6/22

Der bne und Lichtblick hatten im Rahmen der Erörterung erklärt, dass nur durch die Zusammenlegung aller vier Regelzonen, gesteuert durch einen zentralen Netzregler (ZNR), die unstrittig bestehenden Effizienz- und Synergiepotenziale in Höhe von rund 265 Mio. Euro pro Jahr vollständig realisiert werden können ein Intraday- und Regelenergiemarkt geschaffen werden kann, der wettbewerblich funktionstüchtig ist und über ausreichend Liquidität verfügt. Gegenstand und Struktur des Gutachtens Gegenstand des Kurzgutachtens ist diese Feststellung qualitativ und quantitativ zu untermauern. Im ersten Schritt analysieren wir den Einsatz von Sekundär- und Minutenreserveleistung vor und nach Schaffung des NRV. Im zweiten Schritt stellen wir die wachsenden Anforderungen an die kurzfristigen Märkte dar. Im dritten Schritt beschreiben wir die Erfordernisse und das Grundkonzept einer Fusion der Teilmärkte für Minutenreserve, EEG-Reserve und Intraday- Handel. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 7/22

3 Effizienter Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve Der NRV ist nicht in der Lage den Einsatz von Sekundärregelreserve und Minutenreserve anhand von Effizienzkriterien zu optimieren. Der Einsatz von Minutenreserve in den Regelzonen von Amprion, transpower und Vattenfall vor Zusammenschluss des NRV zeigt, dass mit dem ZNR ein gegenüber dem NRV viel effizienterer Einsatz der Minutenreserve möglich ist. Im Folgenden werden der Einsatz der Regelleistungsqualitäten Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) in den Regelzonen von Amprion, EnBW, transpower und Vattenfall, sowie deren Einsatz nach dem Zusammenschluss von EnBW, transpower und Vattenfall zum Netzregelverbund (NRV) untersucht. 3.1 Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve in den einzelnen Regelzonen In der nachfolgenden Abbildung sind der Regelenergiebedarf sowie der Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung exemplarisch für die Regelzone von Amprion im März 2009 dargestellt. Abbildung 1: Zeitliche Abhängigkeit der Regelleistung in der Regelzone von Amprion im März 2009, Erläuterung: schwarz = Regelenergiebedarf, grün = Sekundärregelleistung, rot = Minutenreserveleistung (Quelle: Amprion, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 8/22

Die Grünen Punkte in der Abbildung 1 korrespondieren mit dem kontinuierlichen Abruf von positiver, respektive negativer Sekundärregelleistung über einen Zeitraum von länger als 2 Stunden. Die roten Punkte korrespondieren mit dem Abruf von Minutenreserveleistung innerhalb dieses Zeitraums. Die Annahme von 2 Stunden für den kontinuierlichen Abruf von SRL wurde für die Analysen gewählt, da davon auszugehen ist, dass innerhalb dieser Zeit gemäß den UCTE-Regeln Minutenreserve eingesetzt worden ist. Tabelle 1 zeigt die Häufigkeit des kontinuierlichen Abrufs von Sekundärregelleistung über Zeiträume von länger als 2 Stunden und die Anzahl der in diesen Fällen eingesetzten Minutenreserve für die Monate März und April 2009. Der zeitliche Einsatz von MRL, bezogen auf den Abruf von SRL, wird in Tabelle 2 gezeigt. Anzahl der Abrufe März 2009 April 2009 -SRL -MRL +SRL +MRL -SRL -MRL +SRL +MRL Amprion 66 45 12 5 52 32 18 6 EnBW 70 2 17 0 71 2 11 0 transpower 48 33 17 10 55 47 18 8 Vattenfall 71 52 14 0 64 57 14 0 Tabelle 1: Häufigkeit des kontinuierlichen Abrufs von SRL in den einzelnen Regelzonen über einen Zeitraum von länger als 2 Stunden und Einsatz von MRL in diesen Fällen (Quelle: transpower, VET, EnBW, Amprion, LBD- Analyse; Stand: 26.10.2009) Zeitlicher Einsatz in % März 2009 April 2009 -MRL +MRL -MRL +MRL Amprion 51% 15% 48% 31% EnBW 1% 0% 1% 0% transpower 39% 16% 67% 18% Vattenfall 48% 0% 80% 0% Tabelle 2: Zeitlicher Einsatz von MRL bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SLR in den einzelnen Regelzonen über Zeiträume von länger als 2 Stunden (Quelle: transpower, VET, EnBW, Amprion, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Die Analysen zeigen, dass EnBW auf einen konsequenten Einsatz von SRL zum Ausgleich von Ungleichgewichten setzt und MRL nur sehr selten abruft. Im Mittel setzen die vier Regelzonen in den zwei Monaten in rund 42% negative MRL ein und in rund 10% positive MRL, bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SRL über Zeiträume von länger als 2 Stunden. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 9/22

3.2 Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserve im Netzregelverbund In der nachfolgenden Abbildung sind der Regelenergiebedarf sowie der Einsatz von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung seit der Gründung des Netzregelverbundes dargestellt. Abbildung 2: Zeitliche Abhängigkeit der Regelleistung im Netzregelverbund von EnBW, transpower und Vattenfall im August 2009, Erläuterung: schwarz = Regelenergiebedarf, grün = Sekundärregelleistung, rot = Minutenreserveleistung, (Quelle: transpower, VET, EnBW, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Die Anzahl der Abrufe von Sekundärregelleistung und Minutenreserve für die Monate Mai 2009 bis August 2009 ist in der nachfolgenden Tabelle dargestellt. Anzahl der Abrufe im NRV -SRL -MRL +SRL +MRL Mai 57 32 18 2 Juni 38 15 44 11 Juli 46 20 31 12 August 42 13 36 4 Tabelle 3: Häufigkeit des kontinuierlichen Abrufs von SRL im NRV über einen Zeitraum von länger als 2 Stunden, Einsatz von MRL in diesen Fällen (Quelle: transpower, VET, EnBW, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Der zeitliche Einsatz von MRL in diesen Monaten im NRV wird in Tabelle 4 gezeigt. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 10/22

Zeitlicher Einsatz in % im NRV -MRL +MRL Mai 32% 7% Juni 22% 12% Juli 29% 13% August 13% 5% Tabelle 4: Zeitlicher Einsatz von MRL bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SLR im NRV über Zeiträume von länger als 2 Stunden (Quelle: transpower, VET, EnBW, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Im Mittel setzt der NRV in den vier Monaten in rund 21% negative MRL ein und in rund 9% positive MRL, bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SRL über Zeiträume von länger als 2 Stunden. 3.3 Schlussfolgerung Es zeigt sich, dass SRL sowohl im Falle getrennter Regelzonen, als auch seit Anwendung des NRV über lange Zeiträume hinweg abgerufen wird. Dies lässt auf generelle technische Probleme beim Abruf von MRL oder auf Probleme bei der Einhaltung der beim Abruf von MRL geltenden Fristen schließen. Darüber hinaus ist es auch denkbar, dass das Anbieteroligopol des Sekundärregelleistungsmarktes die Leistungs- und Arbeitspreise in der Art gestaltet, dass der zeitlich nachrangig stattfindende und zudem wettbewerblich organisierte Minutenreservemarkt für die ÜNB wirtschaftlich unattraktiv wird. Es zeigen sich deutliche Unterschiede beim Einsatz von MRL in den getrennten Regelzonen und beim NRV. Vor der Gründung des NRV war es den Netzbetreibern möglich MRL weitaus effizienter einzusetzen, was somit für eine schnelle und effiziente Freisetzung der SRL sorgte und somit die Systemsicherheit im Bezug auf den Ausgleich nachfolgender Ungleichgewichte wieder herstellte. Bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SRL über Zeiträume von länger als 2 Stunden wurde negative MRL in rund 42% und positive MRL in rund 10% der Fälle eingesetzt. Ein effizienter Abruf der Minutenreserve ist nur bei einem hohen Automatisierungsgrad möglich. Seit Einführung des NRV erfolgt der Einsatz von MRL bei kontinuierlichem Abruf von SRL über Zeiträume von länger als 2 Stunden weitaus weniger effizient und weniger regelkonform. Negative MRL wurde, bezogen auf den kontinuierlichen Abruf von SRL über Zeiträume von länger als 2 Stunden, nur noch in rund 21% und positive MRL in rund 9% der Fälle eingesetzt. Dabei ist es vorstellbar, dass innerhalb des bestehenden UCTE-Regelwerks vorhandene Gestaltungsspielräume zur Aufteilung der gesamten Regelleistung auf SRL und MRL durch die ÜNB zu Gunsten eines höheren SRL-Anteils ausgenutzt werden. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 11/22

Eine höhere Variabilität der Regelleistung bei Zusammenschluss der Regelzonen kann den geringeren Einsatz von MRL nicht erklären, da die Netzbetreiber zuvor in der Lage waren auch hier MRL einzusetzen, wie Abbildung 4 exemplarisch zeigt. Der Einsatz von Minutenreserve in den einzelnen Regelzonen vor Zusammenschluss des NRV zeigt, dass mit einem Netzregler ein gegenüber dem NRV viel effizienterer Einsatz der Minutenreserve möglich ist. Abbildung 3: Zeitliche Abhängigkeit der Regelleistung in der Regelzone von Amprion am 18. und 19. März 2009, Erläuterung: schwarz = Regelenergiebedarf, grün = Sekundärregelleistung, rot = Minutenreserveleistung (Quelle: Amprion, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 12/22

4 Liquidität am kurzfristigen Strommarkt als Voraussetzung für Wettbewerb Wettbewerb setzt ausreichend Liquidität an den Märkten voraus. Durch die Splittung der kurzfristigen Strommärkte (Frist kürzer als day-ahead) in sachlich: Sekundärregelleistung, Minutenreserve, EEG-Reserve, Intraday-Markt räumlich: vier Regelzonen wird auch die Liquidität gesplittet. Damit fehlt es an der essentiellen Voraussetzung für funktionstüchtige Märkte. 4.1 Treiber der Entwicklung des kurzfristigen Strommarktes und Anforderungen Die wesentlichen Treiber des Liquiditätsbedarfs im kurzfristigen Strommarkt sind die Entwicklung der EEG-Stromeinspeisung und die Anforderungen aus der zunehmenden Steuerung von Stromnachfrage und Stromangebot. 4.1.1 EEG-Stromeinspeisung Historische Entwicklung und Ausgleichsbedarf Die Entwicklung der EEG-Strommengen verlief in den letzten Jahren sehr dynamisch und ist durch einen steten Anstieg gekennzeichnet. Allein im Zeitraum der Jahre 2006 bis 2008 hat sich die gesamte EEG- Stromeinspeisung um 40% von rund 52 TWh auf 72 TWh erhöht. Davon entfallen über 50% auf die Stromerzeugung mit Windenergieanlagen. Der Anteil der Windstrommengen stieg im betrachteten Zeitraum um mehr als 30% von rund 31 TWh auf rund 40 TWh. Im Jahr 2008 betrug der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bereits rund 15%. Nachdem die Liquidität der EEG-Strommengen dem Großhandelsmarkt über viele Jahre vorenthalten worden ist, stellt die Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus und die Verpflichtung zur Vermarktung aller EEG-Strommengen am Spotmarkt der EEX ab 2010 eine wesentliche Verbesserung der Marktbedingungen dar. Die Entwicklung der Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien und insbesondere der EEG-Strommengen ist in der nachfolgenden Tabelle für die letzten drei Jahre aufgezeigt. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 13/22

Zusätzlich wird die tatsächliche Stromerzeugung aus Windenergieanlagen (Ist-Einspeisung) in diesen Jahren im Vergleich zur Summe der jährlichen, am Vortag der Einspeisung von den ÜNB prognostizierten Strommengen dargestellt. Anhand der Gegenüberstellung von den stündlichen Ist- Einspeisewerten der ÜNB und den entsprechenden Stundenwerten der Vortagsprognose werden die gesamte Überdeckung und die gesamte Unterdeckung in einem Jahr ermittelt. Während sich der Stromverkauf aufgrund von Überdeckungen und der Stromzukauf aufgrund von Unterdeckungen innerhalb eines Jahres mengenmäßig teilweise saldieren ist das resultierende Handelsvolumen aufgrund dieser Prognoseabweichungen in jedem Jahr beträchtlich. Die Analyseergebnisse sind in der nachfolgenden Tabelle ebenfalls dargestellt. Mengen in TWh 2006 2007 2008 Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien 72,2 87,6 92,8 EEG-Stromeinspeisung 51,6 66,8 71,5 Windenergie, gem. Ist-Einspeisung 30,7 39,7 40,4 Windenergie, gem. Vortagsprognose 34,7 42,8 42,1 Überdeckung (Ist > Prognose) 1,9 2,3 2,9 Unterdeckung (Prognose > Ist) -6,0-5,7-5,0 Saldo -4,1-3,3-2,1 Ausgleichsbedarf aufgrund Prognoseabweichungen Anteil des Ausgleichsbedarfs an der gesamten Windstromeinspeisung 7,8 8,0 7,9 25,4% 20,2% 19,6% Tabelle 5: Entwicklung der EEG-Strommengen (Quellen: BDEW, BMU, transpower, VET, EnBW, Amprion, LBD- Analyse; Stand: 26.10.2009) Aus den Analysen wird deutlich, dass der Ausgleichsbedarf aufgrund von Abweichungen zwischen der Vortagsprognose und der tatsächlichen Windenergieeinspeisung in den letzten drei Jahren jeweils rund 8 TWh betragen hat, was jeweils rund 20% bis 25% der gesamten Windstromerzeugung entsprach. Aus dieser Entwicklung werden zum einen ein Trend zur Verbesserung der Windstromprognosegüte und zum anderen die positiven Effekte der geographischen Diversifizierung einer höheren Anzahl von Windenergieanlagen ersichtlich. Gleichzeitig ist eine ohne weitere Analysen nicht erklärbare und scheinbar systematische Unterdeckung zu erkennen. Ein Großteil des Ausgleichsbedarfs wird von den ÜNB durch die untertägliche Aktualisierung der Prognosen erkannt und hat somit einen erheblichen, untertäglichen Stromhandelsbedarf zur Folge. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 14/22

Zukünftige Entwicklung der EEG-Strommengen und Anforderung an die Liquidität des Intraday-Marktes Das im EEG formulierte Ziel ist es, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30% zu erhöhen (Verdopplung ggü. 2008). Der BDEW erwartet bis zum Jahr 2015 einen Anstieg der gesamten EEG-Stromerzeugung auf ca. 154 TWh. Prognosen des BEE erwarten für das Jahr 2020 einen Beitrag der gesamten erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung in Höhe von rund 280 TWh (inkl. nicht nach EEG vergüteter Strommengen). Im Bezug auf die Entwicklung der Stromeinspeisung aus On- und Offshore- Windenergieanlagen reichen die Prognosen von 65 TWh (BMU, Leitszenario 2009, August 2009) bzw. 102 TWh im Jahr 2015 (BDEW, EEG- Mittelfristprognose vom 11.05.2009) bis zu 96 TWh (BMU) bzw. 149 TWh im Jahr 2020 (BEE, Januar 2009). Diese EEG-Entwicklung entspräche nahezu einer Verdopplung bis Vervierfachung der Windstrommengen bis zum Jahr 2020. Unter der vereinfachten Annahme einer linearen Fortschreibung der relativen Werte der Jahre 2007 und 2008 folgt, dass der Windenergie- Ausgleichsbedarf im Jahr 2020 zwischen 19 TWh und 30 TWh betragen könnte. Die effiziente Gewährleistung der Systemsicherheit in Deutschland hat daher in Zukunft die kostengünstige Bereitstellung von Liquidität von 19 TWh bis 30 TWh an einem funktionstüchtigen Intraday-Markt bis zum Jahr 2020 als zwingende Voraussetzung. Die Zahlen sind zusammengefasst in der nachfolgenden Tabelle dargestellt. Mengen in TWh 2008 2015 2020 Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien 92,8 146 154 193 280 Windenergieeinspeisung 40,4 65 102 96 149 Anteil des Ausgleichsbedarfs an der gesamten Windstromeinspeisung 20% 20% 20% Liquiditätsbedarf am Intraday-Markt 7,9 13 20 19 30 Tabelle 6: Erwartete Entwicklung der EEG-Strommengen (Quellen: BDEW, BMU, BEE, LBD-Annahme und -Analyse; Stand: 26.10.2009) LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 15/22

4.1.2 Steuerung von Stromnachfrage und Stromangebot Markttrends Neben dem Anstieg der EEG-Strommengen werden sich die Stromerzeugung und das Energiesystem in den nächsten Jahren insgesamt stark verändern. Die aktuellen Markttrends sind: Modernisierung der Erzeugungskapazität aufgrund der altersbedingten Stilllegung zahlreicher konventioneller Kraftwerke und dem politischen Willen der Energieunabhängigkeit Zunehmend dezentrale Energieerzeugung (Mikro-KWK) und Integration von Elektroautos in das Stromnetz (als Abnehmer und Speicher von Energie), Modernisierung der Stromnetze Wachsende Unsicherheit der Energieverfügbarkeit aufgrund des höheren Anteils volatiler Stromeinspeisung, vor allem aus Windenergie und Photovoltaik Von diesen beschriebenen Markttrends schafft insbesondere die dezentrale Energieerzeugung neue Geschäftsfelder. So plant LichtBlick in Kooperation mit Volkswagen ab 2010 mindestens 100.000 Mikro-KWK-Anlagen in Deutschland zu installieren. Dies wird dazu führen, dass allein aus dieser Maßnahme mittelfristig ca. 2.000 MW an zusätzlicher und disponibler Stromerzeugungsleistung dem day-ahead-markt und dem Intraday-Markt zur Verfügung stehen werden. Optimierungspotenzial Bei der Entwicklung dieser Markttrends und der Ausgestaltung der Strommärkte, -erzeugungsanlagen und -netze gibt es ein erhebliches Optimierungspotenzial. Eine ökologische, sichere und kostengünstige Versorgung wird in der Zukunft nur möglich sein, wenn sich die Stromnachfrage und die disponiblen Stromerzeugungsanlagen an das schwankende Aufkommen der regenerativen Stromerzeugung anpassen. Anforderungen an Technologie und den kurzfristigen Strommarkt An die Technologie und an den Stromgroßhandelsmarkt stellt dieses Optimierungspotenzial hohe Anforderungen. Smart Metering ist durch sein Potenzial zur Lastverlagerung und Effizienzsteigerung in der Lage, diese Anforderungen umzusetzen. Eine weitere Voraussetzung für die Umsetzung ist das Vorhandensein eines Marktes, an dem die Stromvertriebe und LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 16/22

Stromlieferanten ihre Handelsgeschäfte erheblich kurzfristiger planen und ausführen können. Eine deutliche Erhöhung der Liquidität am kurzfristigen Strommarkt ist somit sowohl eine Konsequenz dieser Entwicklung als auch deren wesentliche Voraussetzung. 4.2 Liquidität im kurzfristigen Strommarkt 4.2.1 Beschreibung der Teilmärkte Der kurzfristige Strommarkt in Deutschland ist gegliedert in die folgenden, eine unterschiedliche Qualität und Fristigkeit aufweisenden, Teilmärkte: Intraday-Markt (Börse und OTC ) Minuten- und EEG-Reserve Kraftwerksreserve (Primärregelleistung und Sekundärregelenergie) Die Struktur des kurzfristigen Strommarktes, die verschiedenen sachlichen Teilmärkte und Handelszeiträume sind in der folgenden Abbildung dargestellt. Neben der sachlichen Trennung existiert dabei zusätzlich auch noch eine räumliche Trennung dieser Märkte, welche im Anschluss an die Grafik ergänzend beschrieben werden. Abbildung 4: Struktur des kurzfristigen Strommarktes, Teilmärkte und Handelszeiträume (Quelle: LBD) Intraday-Markt Der Intraday-Markt ermöglicht den Marktteilnehmern den kurzfristigen Ausgleich von Ungleichgewichten im Bilanzkreis und dient der Vermeidung der teureren Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie und des aufwendigeren Einsatzes von Regelenergie. Regelzonenübergreifend ist der LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 17/22

Intraday-Handel bis zu 45 min vor der tatsächlichen Stromlieferung möglich (75 min vorher an der Strombörse, 15 min vorher bei Kraftwerksausfällen). Der Bedarf zum kurzfristigen Stromhandel am Intraday-Markt innerhalb der deutschen Regelzonen resultiert in hohem Maße aus der nur bedingt planbaren Einspeisung der erneuerbaren Energien, vor allem der Windenergie. Abweichungen zwischen der Einspeiseprognose am Vortag, der mehrmals aktualisierten Prognose am Tag der Einspeisung und der tatsächlichen Stromeinspeisung müssen durch die Marktteilnehmer, in erster Linie sind dies die ÜNB, zum Zweck des Erhalts der Systemsicherheit ausgeglichen werden. Abweichungen von der untertäglichen Einspeiseprognose zu den bereits am Vortag im day-ahead-handel beschafften oder verkauften Strommengen werden dabei durch den Handel am Intraday-Markt soweit möglich ausgeglichen. EEG-Reserve Da die Liquidität am Intraday-Großhandelsmarkt derzeit häufig nicht ausreicht, um den untertäglichen Bedarf zu decken, hat die BNetzA Anfang des Jahres 2009 entschieden (BK6-08-226), den ÜNB in einer Übergangsphase zusätzlich die Leistungsvorhaltung von EEG-Reserve zu gestatten. Derzeit setzen die ÜNB transpower und VET regelmäßig EEG- Reserve ein, welche zu diesem Zweck in einem weiteren Teilmarkt im Rahmen zweier getrennter, monatlicher Ausschreibungen beschafft wird. Sekundärregelleistung und Minutenreserve Der Einsatz von Sekundärregelleistung erfolgt nach automatischer Aktivierung durch den betroffenen ÜNB und dient der Ausregelung der Frequenzabweichung, Wiederherstellung Leistungssollwerte und Freisetzung der Primärregelleistung. Die Bereitstellung von Minutenreserveleistung dient der Freisetzung der Sekundärregelleistung, wird im Rahmen einer gemeinsamen Ausschreibung der ÜNB beschafft und über eine telefonische und fahrplanmäßige Anforderung des ÜNB bei den jeweiligen Anbietern eingesetzt. Die manuelle Aktivierung muss innerhalb von 15 Minuten erfolgen und der abzudeckende Zeitraum zwischen 15 Minuten und einer Stunde liegen. Der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserve ist unter anderem davon abhängig, inwieweit kurzfristig vorhersehbare Ungleichgewichte in den Bilanzkreisen bereits durch den Intraday-Handel und den Abruf von EEG-Reserve ausgeglichen werden können. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 18/22

4.2.2 Splittung der Liquidität auf die Teilmärkte Insgesamt wurden im Jahr 2008 gem. Angaben der BNetzA untertägliche Fahrplanänderungen mit einem Volumen von 20,5 TWh vorgenommen, ca. doppelt so viel wie im Jahr 2006. Dies ist ein klares Indiz für die wachsende Bedeutung des kurzfristigen Strommarktes. Ein funktionierender Strommarkt setzt ausreichend Liquidität und Wettbewerb voraus. Derzeit ist die Liquidität am kurzfristigen Strommarkt jedoch in vielen Teilmärkten aufgesplittet. Intraday-Markt, EEG-Reserve An der Strombörse EEX wurden im Jahr 2008 Intraday-Geschäfte mit einem Handelsvolumen von 2,3 TWh getätigt. Im Jahr 2007 waren es lediglich 1,4 TWh, in den ersten 10 Monaten des Jahres 2009 bereits 4,1 TWh die untertäglich an der Börse gehandelt wurden. Derzeit sind 157 Teilnehmer am Intraday-Markt der EEX registriert. Mengen in TWh 2006 2007 2008 Ausgleichsbedarf aufgrund Windprognoseabweichungen 7,8 8,0 7,9 Intraday-Handelsvolumen der EEX 0,1 1,4 2,3 Verhältnis Intraday-Handelsvolumen der EEX zum Ausgleichsbedarf 1% 18% 29% Tabelle 7: Entwicklung Intraday-Handelsvolumen und EEG-bedingter Ausgleichsbedarf (Quellen: transpower, VET, EnBW, Amprion, EEX, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Bezogen auf den in Kapitel 5.2 genannten, kurzfristigen Stromhandelsbedarf aufgrund von EEG-Prognoseabweichungen wurde dieser im Jahr 2008 nur zur rund 30% am Intraday-Markt der EEX gedeckt. Die restlichen 70% wurden demnach durch den OTC-Handel am Intraday- Markt und zusätzlich durch den räumlich getrennten Abruf von EEG-Reserve in zwei Regelzonen ausgeglichen bzw. sind als Bilanzkreisabweichungen verblieben. Genaue Handelsvolumina wurden diesbzgl. nicht untersucht. Sekundärregelleistung und Minutenreserve Die Entwicklung des Einsatzes von Sekundärregelleistung und Minutenreserve bei separater Ausregelung der vier deutschen Regelzonen in den Jahren 2006 bis 2008, ist in Tabelle 8 dargestellt. Die Menge an eingesetzter Sekundärregelleistung 2008 ist im Vergleich zum Vorjahr leicht zurückgegangen, demgegenüber zeigt sich ein leichter Anstieg der eingesetzten Minutenreserve. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 19/22

Mengen in TWh 2006 2007 2008 SRL, negativ 3,6 4,7 4,6 SRL, positiv 4,1 3,0 2,8 MRL, negativ 0,1 0,2 0,4 MRL, positiv 0,1 0,1 0,2 Gesamter Einsatz von Regelleistung 7,9 8,2 7,9 Tabelle 8: Eingesetzte Minutenreserve und Sekundärregelleistung und gesamter Einsatz dieser Regelleistung für die Jahre 2006-2008 (Quelle: BNetzA Monitoringbericht, Stand: 28.10.2009) Die Summierung der eingesetzten Sekundärregelleistung und Minutenreserve innerhalb eines Jahres zeigt, dass in diesem Marktsegment ein Liquiditätsbedarf von rund 8 TWh in den letzten drei Jahren existierte. 4.3 Schlussfolgerung Das gesamte Volumen der Märkte für den EEG-Ausgleich und den Intraday- Handel sowie für die eingesetzte Minutenreserve und die Sekundärregelleistung lässt sich nur schwer abschätzen, da es hierbei sowohl räumliche als auch sachliche Überschneidungen gibt. Eine vereinfachende Zusammenfassung der gesamten Volumina zeigt für die vergangenen Jahre die in der nachfolgenden Tabelle dargestellten Werte. Mengen in TWh 2006 2007 2008 EEG-Ausgleichsbedarf 7,8 8,0 7,9 Intraday-Handelsvolumen der EEX 0,1 1,4 2,3 Einsatz von Sekundärregelleistung 7,7 7,7 7,4 Einsatz von Minutenreserve 0,2 0,3 0,6 Gesamtes Marktvolumen 15,8 17,4 18,2 Tabelle 9: Entwicklung Marktvolumen im kurzfristigen Strommarkt (Quellen: transpower, VET, EnBW, Amprion, EEX, LBD-Analyse; Stand: 26.10.2009) Die Bereitstellung der benötigten Liquidität muss innerhalb eines funktionierenden Wettbewerbsmarktes erfolgen. Dies ist derzeit aufgrund der Unterteilung der kurzfristigen Märkte in sachlich: Sekundärregelleistung, Minutenreserve, EEG-Reserve, Intraday-Handel und räumlich: vier Regelzonen sowie der daraus folgenden Splittung der vorhandenen Liquidität nicht möglich. Durch die geringe Liquidität in den vielen kleinen Teilmärkten fehlt es an der essentiellen Voraussetzung für funktionstüchtige Strommärkte. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 20/22

5 Schaffung von Liquidität durch Zusammenlegung sachlicher und räumlicher Märkte Die qualitativ und quantitativ wachsenden Anforderungen aufgrund der Vermarktung des EEG-Stromaufkommens an der Börse, des dynamischen Wachstums des EEG-Stromaufkommens sowie der die Lasten verschiebenden Steuerung von Stromnachfrage und Stromangebot verlangen eine wachsende Liquidität in den kurzfristigen Märkten, die nur innerhalb einer einheitlichen Regelzone mit einem zentralen Netzregler möglich ist und mit einer Fusion der Minutenreserve-, EEG-Reserve-, Intraday-Märkte geschaffen werden kann. 5.1 Räumliche Zusammenlegung durch Einführung eines einzelnen Netzreglers Die Umsetzung des Konzeptes eines zentralen Netzreglers und die damit verbundene Schaffung einer bundesweit einheitlichen Regelzone hebt die räumliche Trennung der Märkte auf und wird die Liquidität am Intraday-Markt sowie die Handels- und damit Handlungsmöglichkeiten für alle Marktteilnehmer deutlich erhöhen. Neben der Ermöglichung von mehr Wettbewerb im Regelenergiemarkt, u.a. durch den Regelleistungsabruf nach einer deutschlandweiten Merit Order, wird der Wettbewerb durch den Wegfall der innerdeutschen Fahrpläne und Vereinfachung des Intraday-Handels in einem deutschlandweiten Marktgebiet auch im Großhandelsmarkt erheblich erhöht. 5.2 Sachliche Zusammenlegung durch Fusionierung der Märkte für Intraday-Handel, EEG- und Minutenreserve Die Genehmigung zur zusätzlichen Bereitstellung von EEG-Reserve aufgrund der unzureichenden Liquidität am Intraday-Markt ist laut BNetzA nur temporär. Der Einsatz von EEG-Reserve zeigt jedoch, dass das Angebot zum kurzfristigen Ausgleich von Ungleichgewichten in den EEG- Bilanzkreisen vorhanden ist. Es ist nicht nachvollziehbar, warum eine ineffiziente Bereitstellung der notwendigen Liquidität in zwei getrennten Märkten möglich sein soll, die wesentlich effizientere Bereitstellung innerhalb eines Marktes dagegen nicht. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 21/22

Die sachliche und räumliche Trennung der Teilmärkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und Minutenreserve ist nicht effizient, nicht transparent und nicht wettbewerbsfreundlich. Zudem ist der wirtschaftliche Nutzen der Vorhaltung von EEG- und Minutenreserveleistung im Vergleich zum Aufwand der Ausschreibungsverfahren und der Leistungsvorhaltung sehr gering und der vergleichsweise kleine Markt für Minutenreserve verliert gegenüber dem wachsenden Intraday-Markt stetig an Bedeutung. Die dringend benötigte Liquidität muss daher effizient und kostengünstig vor allem dadurch geschaffen werden, indem die Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und Minutenreserve fusioniert werden. Nur innerhalb einer Regelzone kann der zeitliche Vorlauf im Intraday-Handel auf weniger als 15 Minuten reduziert werden. Daraus folgt, dass auch nur bei Schaffung einer einheitlichen bundesweiten Regelzone die derzeit getrennten Märkte für Intraday-Handel, EEG-Reserve und Minutenreserve wie erforderlich weiter zusammenwachsen können. Die aus einer Zusammenlegung der Märkte resultierende Erhöhung der Liquidität, Flexibilität, Automatisierung und Transparenz innerhalb eines bundesweiten Intraday-Marktes wirkt wettbewerbsfördernd, preisdämpfend und ist somit verbraucherfreundlicher als jede bisherige Struktur. LBD-Beratungsgesellschaft mbh 30.10.2009 22/22