„Das Ungleichgewicht im System fällt geringer aus“

Ein seit Jahren heftig diskutiertes Thema im deutschen Stromhandel ist die Frage nach der systemstützenden Bilanzkreisbewirtschaftung. Sollen Bilanzkreisverantwortliche - wie in vielen anderen europäischen Ländern - auch in Deutschland das System durch bewusste Ungleichgewichte in ihren Portfolios stützen dürfen oder nicht? FlexPower diskutiertE die Ergebnisse einer neuen Studie zum Thema mit dem Autor, Prof. Dr. Lion Hirth von NEON Neue Energieökonomik. Im folgenden findet ihr das transkript des webinars, dessen aufzeichnung ihr euch auch auf youtube ansehen könnt. Das Folgende transkript ist für bessere lesbarkeit redaktionell bearbeitet.

Was ist die systemstützende Bilanzkreisbewirtschaftung?

Jan Aengenvoort

Hallo Lion, NEON Neue Energieökonomik hat vor kurzem eine Studie zum Stromhandel in Deutschland veröffentlicht. Kannst du uns kurz darüber berichten? Was war das Hauptthema der Studie?

Lion Hirth

Natürlich, und guten Morgen aus Berlin. Unsere Studie, die wir im Auftrag mehrerer Unternehmen durchgeführt haben, befasste sich mit dem langjährig diskutierten Thema des Bilanzkreismanagements. Schon 2003, als ich bei Vattenfall arbeitete, begann ich damit und habe seitdem mehrere Projekte und Artikel dazu verfasst. Im Fokus stand die Frage, worauf Bilanzkreisverantwortliche in ihrem Portfolio-Management, im kurzfristigen Anlagen-Dispatch und im Intraday-Handel achten sollten.

Genauer gesagt, ging es um die Entscheidung, ob sie ausschließlich auf ihren eigenen Bilanzkreis schauen sollten, um ihn möglichst ausgewogen zu halten (physisches Bilanzkreismanagement), oder ob sie auch das Gesamtsystem im Blick haben sollten, insbesondere den Ausgleichsenergiepreis, der die Knappheit im System in Echtzeit beschreibt. Sollten sie versuchen, nicht nur auf eine Null im eigenen Bilanzkreis abzuzielen, sondern auch das System insgesamt zu stabilisieren, indem sie beispielsweise ihren Bilanzkreis leicht überdecken, wenn das System knapp an Energie ist?

Jan Aengenvoort

Das klingt zunächst kompliziert für Nicht-Experten im Bilanzkreismanagement. Lass uns tiefer in deinen letzten Satz eintauchen. Wenn das System, wie du gerade erklärt hast, unterversorgt ist, kaufen sie zusätzlichen Strom ein, oder? Kannst du das anhand eines konkreten Beispiels erklären? Welche Auswirkungen hätte das, und was passiert mit dem gekauften Strom, den der Bilanzkreisverantwortliche möglicherweise nicht benötigt, und wie sieht es auf der Verkäuferseite aus?

Lion Hirth

Ich schaue hier aus dem Fenster und sehe Reuter West, das Kohlekraftwerk in West-Berlin rauchen. Stell dir vor, ich bin der Eigentümer und Betreiber dieses Kraftwerksparks in Berlin. Ich habe geplant, in dieser Stunde 500 MW Strom zu erzeugen und davon ein Viertel als MWh in der Viertelstunde zu verkaufen. Ich betreibe also meine Anlagen mit 500 MW.

Wenn alles wie geplant läuft, ist mein Bilanzkreis ausgeglichen, und ich bekomme oder zahle keinen Ausgleichsenergiepreis. Die Stromvermarktung erfolgt ausschließlich im Großhandel. Wenn ich jedoch auf die Systembilanz oder den Ausgleichsenergiepreis schaue und feststelle, dass es in Deutschland einen erheblichen Mangel an Strom gibt (zum Beispiel aufgrund unerwartet weniger Solarerzeugung oder eines ausgefallenen Kraftwerks), kann ich reagieren.
Warum sollte ich das tun? Weil sich dieser Mangel im Ausgleichsenergiepreis widerspiegeln wird. Das bedeutet, dass der Preis für die Bilanzkreisabweichungen höher sein wird als erwartet oder höher als der Spotpreis von gestern für diese Stunde. In diesem Fall könnte ich eine zusätzliche Anlage hochfahren, um mehr Strom zu produzieren, als ich verkauft habe. Das führt zu einem Überschuss in der Bilanzkreisabrechnung, der finanziell durch den höheren Ausgleichsenergiepreis ausgeglichen wird.

Aber was passiert mit dem überschüssigen Strom physikalisch im Netz? Wenn das Netz zuvor knapp an Energie war, habe ich durch mein Handeln dazu beigetragen, das System zu stabilisieren und in Richtung eines ausgeglicheneren Systems zu lenken. Das bedeutet weniger Frequenzabweichungen, weniger aktivierte Regelleistung durch Netzbetreiber und weniger ungeplante Flüsse über die deutschen Interkonnektoren aus dem Ausland. Das verbessert den Betrieb des Stromsystems und macht ihn stabiler, einfacher und sicherer.

Was sind die Risiken der systemstützenden Bilanzkreisbewirtschaftung?

Jan Aengenvoort

Das klingt für mich als Nicht-Stromhändler zunächst positiv. Aber warum ist dieses Thema so umstritten? Es müssen doch auch Risiken damit verbunden sein.

Lion Hirth

Es gibt im Grunde zwei Philosophien: der physische Ausgleich des Bilanzkreises gegenüber dem systemorientierten Bilanzkreisausgleich. Man kann es auch als ökonomischen versus elektrotechnischen Blick betrachten. Ökonomisch gesehen, und ich bin Ökonom, ist dies im Grunde genommen einfach. Bei korrekten Preisen und einem robusten System werden Unternehmen auf Preisänderungen reagieren. Bei einem Mangel an Energie wird mehr produziert, und bei einem Überschuss wird weniger produziert. Das ist sinnvoll und unterstützt das System.

Jan Aengenvoort

Und mit Preis meinst du in diesem Fall den Ausgleichsenergiepreis?

Lion Hirth

Genau. Immer wenn ich ohne Qualifizierung Preis sage, dann meine ich in der heutigen Session den Ausgleichsenergiepreis, also den Preis, mit dem Bilanzkreisabweichungen am Ende finanziell glattgestellt, also gesettlet, werden.

Jetzt gibt es aber noch einen anderen Blick darauf. Und das ist vielleicht einer, der jetzt eher für die Kolleginnen und Kollegen in der Systembetriebsführung natürlich ist. Da gibt es ein bisschen die Perspektive, dass man sagt, Markt schön und gut, aber irgendwann muss auch mal Schluss sein und dann übernehmen wir. Also wir erlauben Handel bis, weiß ich nicht, fünf Minuten vor Gate Closure. Aber zu dem Zeitpunkt wollen wir, dass alle Bilanzkreise für sich genommen ausgeglichen sind und dass da niemand mit rumwurschtelt im System, sondern ab dem Moment gilt die Regelleistung, gilt die Hoheit der Systembetriebsführung und da wollen die UNB in den Dispatch-Centern wissen, was passiert und die Regler selber betätigen und sich auf den Minutenreserve- und den SRL-Regler verlassen.

Jan Aengenvoort

Ist es denn denkbar, jetzt mal dieser zweiten Denkweise folgend, dass Händler durch diesen Ausgleichsenergiemechanismus das System sozusagen systematisch destabilisieren? Das wäre ja das Worst-Case-Szenario, was vorstellbar wäre.

Lion Hirth

Ganz genau und das ist auch gar nicht so eine theoretische Denke, weil wir 2019 im Juni tatsächlich drei Situationen hatten, die waren jetzt noch nicht Worst-Case, aber ich würde sagen, die waren schon knapp am Eisberg vorbeigeschrammt. Das hätte auch aus meiner Einschätzung schief gehen können. An der Situation kann man, glaube ich, ganz gut diskutieren, welche Gefahren in dem System sind. Eine Gefahr ist im System, wenn Informationen, die veröffentlicht werden, auf denen die Marktteilnehmer, die Bilanzkreisverantwortlichen, die Trader reagieren, wenn diese Informationen falsch oder irreführend sind.

Zum Beispiel, 12. Juni 2019, in der Situation, die dann ziemlich kritisch wurde, war eine massive Unterdeckung. Wir hatten in der Spitze bis zu 10 Gigawatt Unterdeckung der Bilanzkreise. 10 Gigawatt ist wirklich sehr, sehr viel, und die (fälschlich) veröffentlichten Werte der Netzbetreiber sahen ganz entspannt aus und deuteten auf ein viel weniger unausgeglichenes System und zum Teil sogar auf ein System im Gleichgewicht hin. Das war ein IT-Fehler irgendwo im System. Wenn man Reaktionen des Marktes auf Informationen will und braucht und diese Informationen falsch sind, ist relativ naheliegend, dass auch die Reaktionen in die ungewünschte Richtung führt und in dem Fall jetzt noch nicht ins Verderben, aber dann doch in eine ziemlich kritische Situation geführt haben.

Das heißt, im Umkehrschluss, man muss hier natürlich wirklich an Robustheit, IT-Sicherheit, und Redundanzen von Datenveröffentlichung denken. So wie wir das ja auch in anderen Systemen haben, also der SRL-Abruf oder allgemein die Regelleistungsaktivierung, die muss ja auch hohen IT-Anforderungen genügen und zumindest in der Richtung sollte das auch für die systemrelevanten Echtzeitdaten gelten.
Und der zweite Punkt ist, wenn zwar die Informationen richtig sind, aber die Anreize falsch sind, dann werden wir auch eine falsche Reaktion bekommen. Der Ausgleichsenergiepreis unterliegt einer äußerst komplexen Preisformel. Ich glaube, in der aktuellen Variante erstreckt sich diese Formel über 15 Seiten Dokument. Und die war früher auch schon mal nicht so gut. Und wenn die Preisformel nicht so gut ist, dann kann es Situationen geben, wo ich finanziell in einer Knappheitssituation nicht dafür belohnt werde, selber mehr einzuspeisen, das System, also zu überdecken, das Richtige zu machen, sondern das Gegenteil: Ich werde finanziell dafür belohnt, das System zu destabilisieren, weil der Ausgleichsenergiepreis relativ niedrig ist. Relativ niedrig heißt immer im Vergleich zum aktuellen Intraday. Der war zum Beispiel im Juni 2019 schon bei ein paar 100 Euro, also schon relativ hoch. Aber wenn der Intradaypreis in dem Moment eher bei 1000 Euro ist, dann sind 400 Euro tatsächlich ziemlich wenig und in so einer Situation setzt der Preis den falschen Anreiz.

Das heißt, wir brauchen ein System, das in zweierlei Hinsicht robust ist. Erstens hinsichtlich der Information, inklusive IT-Fragen, und zweitens hinsichtlich der Preisformel der Anreizsystematik.
Und letzter Satz hierzu, weil ich jetzt so viel von vor vier Jahren gesprochen habe, nach 2019 ist da sehr viel passiert und nach meiner Einschätzung haben wir dann eine Preisformel für den Ausgleichsenergiepreis, die äußerst robust ist. Das zeigen auch unsere qualitativen Analysen. Die (Preisformel) zeigt quasi immer in die richtige Richtung und das kann man sowohl empirisch sagen, aber auch analytisch durchdenken.

Wie läuft die Praxis des "Mitregelns" ab?

Jan Aengenvoort

Okay, nochmal zu der Studie, die du ja gerade selber angesprochen hast. Da beschreibt ihr, dass diese systemstützende Bilanzkreisbewirtschaftung oder „Mitregeln“, wie das auch manchmal etwas salopper genannt wird, heute ja bereits in Deutschland auch praktiziert wird - obwohl die Rechtslage unklar ist. Wie kommt ihr darauf? Wie habt ihr das herausgefunden?

Lion Hirth

Vielleicht sage ich nochmal zwei Sätze zur Rechtslage und dann zu unserer Studie und zu deiner Frage, auch wenn das ein kleiner Umweg ist. Die Rechtslage ist so, dass es eine europarechtliche Regelung gibt, die aus der European Balancing Guideline kommt und die sagt, ich paraphrasiere mal kurz, dass man entweder den eigenen Bilanzkreis auf Null stellen und sozusagen als Zielfunktion haben kann oder das man das System im Blick haben kann. Das ist eine Verordnung, das heißt, die ist unmittelbar wirksam und da gibt es die Rechtsauffassung, dass das jeder Markteilnehmer für sich entscheiden kann, dass man entweder das eine oder das andere machen kann. Damit wäre das systemstützende Bilanzkreismanagement problemlos möglich. Und die andere Rechtsauffassung ist, dass die UNB oder ein deutsche Akteur, wie die BNetzA, das entscheiden darf und dann müssen sich alle deutsche Firmen dran halten. Ich bin kein Jurist, ich kann das nicht entscheiden, aber BNetzA und Netzbetreiber haben gemeinsam den Bilanzkreisvertrag aufgesetzt und da gibt es eine Regelung dazu, da steht dann doch relativ eindeutig, Bilanzkreisverantwortliche müssen jetzt nicht alles Mögliche, alles Menschenmögliche tun, aber im Rahmen des sinnvoll Machbaren den eigenen Bilanzkreis auf Null zurückführen. Also da ist das systemstützende Bilanzkreismanagement nicht vorgesehen. Das ist kein Gesetz, aber es ist halt ein Vertrag, den alle Marktakteure in Deutschland unterschreiben.

Jan Aengenvoort

Was ich mich schon immer gefragt habe, ist, wenn das so ist, und das ist ja legitim, warum gibt es dann diesen Ausgleichsenergiemechanismus, mit dem ich sogar Geld verdienen kann? Also warum dann diesen finanziellen Anreiz setzen?

Lion Hirth

Das ist eine legitime Frage.

Jan Aengenvoort

Oder lass es mich noch anders formulieren: Hat dieser Ausgleichsenergiemechanismus oder dieser Preismechanismus, dieser Preisanreiz, noch eine andere Funktion als die, die potenziell nicht erlaubt ist?

Lion Hirth

Ich würde sagen, nicht wirklich. Also man kann natürlich sagen, das ist, wie wir es im politischen Berlin immer sagen, der Hosenträger zum Gürtel. Also wir verbieten was und zur Sicherheit machen wir noch einen Preisanreiz drüber, dass die Unternehmen, die zum Beispiel schlechtes Bilanzkreismanagement machen oder in die falsche Richtung die Systembilanz verschärfen, verschlechtern, verschlimmern, dass die nicht nur, sagen wir mal, das juristische Schwert über sich spüren, sondern auch das finanzielle, so kann man das sehen. Als Ökonom würde ich schon sagen, entweder man denkt in Anreizen oder man denkt in Verboten. Das sind zwei unterschiedliche Welten. Und ich sehe da schon so ein bisschen ein Fragezeichen.

Und so ist auch die gelebte Praxis: Wir haben schon vor Jahren, vor zwei, drei Jahren eine wissenschaftliche Studie veröffentlicht, wo wir mit einem aufwändigen, statistischen Verfahren, für die Connaisseure, mit Instrumentalvariablen zur Schätzung der Nachfragekurve zeigen, dass der Markt auf den Ausgleichsenergiepreis reagiert. In diesem Verfahren verwenden wir nur öffentliche Daten für diese Studien, denn wir haben nie Daten von Bilanzkreisverantwortlichen bekommen, sondern immer nur die Daten von ENTSO-E Transparency und Netztransparenz etc. genommen, und an den Daten kann man sehen, wenn man richtig statistisch draufschaut, dass der Markt auf Ausgleichsenergiepreise reagiert. Und auf den Preis reagieren heißt ja genau nichts anderes als systemdienliches Bilanzkreismanagement. Ich würde sagen, das ist statistisch etabliertes Wissen schon seit einigen Jahren.

Was sind die volkswirtschaftlichen Effekte des systemstützenden Bilanzkreismanagements?

Jan Aengenvoort

Gut, wir gehen jetzt mal von dem Kleinklein des Stromhändleralltags weg und fragen uns, was sind die volkswirtschaftlichen Effekte von dieser anscheinend tatsächlich stattfindenden systemstützenden Bilanzkreisbewirtschaftung? Was hat das Ganze für einen Effekt, wenn man nochmal einen Schritt zurücktritt?

Lion Hirth

Der unmittelbare Effekt ist natürlich, dass insgesamt das Ungleichgewicht im System geringer ausfällt. Also jetzt im Beispiel vorher statt 1.000 MW Knappheit haben wir dann nur noch 900 MW Knappheit, wenn ich mit meinem Kraftwerk Reuter West 100 MW mehr Strom produziere, als ich vermarktet hatte. Und das heißt, Netzbetreiber müssen dann 100 MW weniger Regelenergie aktivieren. Primärregelleistung würde ja ohnehin nicht aktiviert werden, aber Sekundär- und Minutenreserve, aFRR und mFRR, würden aktiviert, um solche Ungleichgewichte zurückzufahren. Und wenn das Ungleichgewicht kleiner ist, muss man weniger aktivieren und dann muss man dafür weniger Geld zahlen. Es ist also eine Kostensenkung. Diese Kostensenkungen werden auch wiederum über den Ausgleichsenergiepreis umgelegt auf alle Marktakteure. Das heißt, davon profitieren am Ende alle Marktakteure, insbesondere die, die weil sie klein sind oder weil sie vielleicht jetzt beschränkte Ressourcen haben, selber auf der falschen Seite lagen; also die Systembilanz verschärft haben, verschlimmert haben. Das sind vielleicht Stadtwerke, Verteilnetzbetreiber, kleine EE-Vermarkte oder Industriebetriebe. Die profitieren dann von geringeren Ausgleichsenergiekosten.

Jan Aengenvoort

… weil der Ausgleichsenergiepreis die Umlage der Abrufkosten der Regelenergie ist. Deswegen senkt das die Kosten…

Lion Hirth

Genau, die gehen zumindest mit ein. Das war früher enger einander gekoppelt. Das ist inzwischen aus guten Gründen nicht mehr so eng aneinandergekoppelt. Aber im Grunde ist es schon so, wenn insgesamt die Netzbetreiber deutlich höhere Kosten für Regelenergieabrufe haben, dann steigen auch die Kosten für Ausgleichsenergie und andersrum. Und das betrifft uns alle. Also wir selber sind jetzt zwar alle keine Bilanzkreisverantwortlichen, also zu Hause meine ich, im privaten Leben, aber wir zahlen natürlich mit über die Verteilnetzentgelte, weil unsere Verteilnetzbetreiber für uns besser oder schlechter den Ausgleich über Differenzbilanzkreise machen, die sich aus unseren Standardlastprofilen ergeben. Und wenn da die Kosten sinken, dann profitieren wir auch alle privat durch geringere Verteilnetzentgelte.

Welche Auswirkungen hat das systemstützende Bilanzkreismanagement auf die ausgeschriebenen Mengen an Regelenergie?

Jan Aengenvoort

Was hat das denn für eine Auswirkung mittelbar dann auch auf die ausgeschriebenen Mengen an Regelenergie? Wir haben jetzt über die aktivierten Mengen an Regelenergie gesprochen, aber was ist mit den ausgeschriebenen Mengen an Regelenergie?

Lion Hirth

Ich würde sagen, da ist der Zusammenhang vielleicht nicht so unmittelbar und eindeutig, sondern den kann man ein bisschen qualifizieren. Das hängt davon ab, wie die Übertragungssetzbetreiber die Menge definieren, die ausgeschrieben wird. Eine Möglichkeit wäre zu sagen, wir finden dieses systemstützende Bilanzieren gut, aber wir wollen dem nicht vertrauen und in der letzten Instanz wollen wir immer genug Leistung haben, also wir behalten die gleiche Leistung wie bisher. Dann wäre es keine Verschlechterung, aber auch keine Verbesserung aus Kostensicht, denn man würde einfach genau gleich viel Leistung ausschreiben. Oder man macht das, was die Netzbetreiber heute nach meinem Verständnis machen, so ganz genau weiß ich es nicht. Sie schauen sich im Grunde an, im Laufe des letzten Jahres, an ähnlichen Jahreszeiten und Wochentagen, wie viel Regelleistung wurde da tatsächlich aktiviert und legen dann eine Verteilungsfunktion drüber und dimensionieren so die Regelleistung und wenn man das durchführt und insgesamt wird weniger aktiviert, auch am Rande der Verteilung, da wo viel Aktivierung notwendig war, wo man an die Grenzen der Vorhaltung kam, wenn auch da die Situation sich verbessert durch gutes Verhalten der Bilanzkreisverantwortlichen, was zu erwarten ist, dann würde auch weniger Regelleistung benötigt, weniger Regelleistung ausgeschrieben und damit auch geringere Kosten weitergegeben, die sich auch übrigens wieder in den Netzentgelten finden, die wir auch alle mit bezahlen.

Jan Aengenvoort

Das hast du jetzt im Konjunktiv formuliert, da weiß ich ja noch, dass die ausgeschriebenen Mengen der Regelenergie ja sukzessive in den letzten 10, 12, 13 Jahren teilweise ja sogar massiv gesunken sind. Also siehst du da einen direkten Zusammenhang oder hat das andere Gründe, warum die ausgeschriebenen Mengen tatsächlich gesunken sind in Deutschland?

Lion Hirth

Ich würde das „teilweise“ streichen und dafür das „massiv“ unterstreichen. Also ein Bild, was ich im Kopf habe, das nenne ich immer das deutsche Regelparadox, ist der Vergleich der erneuerbaren Energien und der Regelleistung, die in Deutschland ausgeschrieben wurde, sagen wir mal über die letzten 15 Jahre.

In den letzten 15 Jahren, ich habe hier gerade nochmal die Zahlen vor mir, haben wir die installierte Leistung von Wind und Solar, das sind ja die Technologien, von denen man plausiblerweise besorgt ist, dass sie die Regelleistungsbedarfe aufgrund wetterbedingter Unsicherheiten erhöhen, in dieser Zeit haben wir die installierte Leistung verfünffacht. Ein massiver Zuwachs von über 20 GW auf ungefähr 130 GW Anfang letzten Jahres. In der Zeit hätte man jetzt ex ante gedacht und das ist jetzt kein Konjunktiv, denn wir haben sogar eine Studie veröffentlicht vor über zehn Jahren, wo wir gesagt haben, hey, passt auf, das ist ganz schön gefährlich, wir brauchen sicher viel mehr Regelleistung und mehr Regelleistung bedeutet höhere Kosten, mehr Must-Run, lauter Probleme, ein echtes Problem für die Energiewende. Pustekuchen, die nötige Regelleistung bei der Verfünffachung von Wind und Solar in Deutschland ist um die Hälfte gesunken. Das ist verrückt und wenn man das Ingenieuren zeigt auf internationalen Konferenzen, ich habe das wirklich dutzendfach gemacht, dann sieht man da offene Münder und das ist einfach nicht das, was ein vernünftiger Elektrotechniker oder Energiesystemtechniker erwarten würde, weil man erwarten würde, mehr Wind, mehr Schwankungen, bedeutet viel mehr Regelleistung.

Aber du hast ja spezifisch gefragt, ist das mit der systemstützenden Bilanzkreisbwirtschaftung zu erklären und da muss ich als Wissenschaftler sagen, ist es schwierig einen echt wasserfesten „Smoking-Gun“ kausalen Nachweis zu führen. Aber man kann natürlich mal überlegen, was ist den letzten 15 Jahren an Verbesserungen so passiert ist. Und da ist natürlich einiges passiert bei den Netzbetreibern: der Netzregelverbund wurde eingeführt, die internationale Kooperation SRR, Imbalance Netting wurde eingeführt, jetzt vor kurzem auch ein bisschen anderes Thema, aber im Rahmen der Verbesserungen, sind Mari and Picasso, die internationalen Aktivierungsplattformen, eingeführt worden. Alles richtig, aber es ist natürlich am Markt auch viel passiert. Der Viertelstundenhandel wurde eingeführt, insgesamt ein massiver Anwuchs des Intradayvolumens und insgesamt auch eine viel bessere Prognostik, Datenanalyse und Portfolio-Management bei den BKV (Bilanzkreisverantwortlichen). Und warum ist es so? Natürlich auch, weil die Preisanreize wirken. Das heißt ich bin tatsächlich überzeugt, dass der Treiber hinter diesen Verbesserungen am Markt und bei den Vermarktern ganz wesentlich getrieben wurde und wird durch die finanziellen Anreize. Und die Anreize im positiven wie im negativen Sinne. Also im negativen, dass man sich eine blutige Nase holt, wenn man in die falsche Richtung unausgeglichen ist und das will man vermeiden, aber schon auch im positiven Sinne, dass es sich finanziell lohnt, sich auf die richtige Seite zu setzen und dass das dazu führt, dass Firmen nicht nur ein Interesse haben, ihr eigenes Portfolio zu prognostizieren, sondern den Markt insgesamt zu prognostizieren und dadurch massive Verbesserungen, Fortschritte bei der Prognosequalität insgesamt, angetrieben wurden.

Jan Aengenvoort

Okay, wenn wir den Gedanken weiterführen, folgt natürlich für mich die Frage, was denkst du, was würde geschehen, wenn dann von heute auf morgen alle Bilanzkreisverantwortlichen, die sich heute, wie du gesagt hast, „auf die richtige Seite stellen“, jetzt nur noch ihren eigenen Bilanzkreis glattstellen und keinen Blick mehr auf das Regelzonensaldo werfen würden? Was würde in deinen Augen geschehen?

Lion Hirth

Also ich glaube, eine konkrete Zahl daran zu setzen, das wäre unseriös, aber ich bin überzeugt, dass, wenn das über Nacht passieren würde, ab morgen macht das niemand mehr, dass dann sofort ein massiv höherer Abruf an Regeleistung erfolgt, der sich auch in einem Sprung der Leistungsvorhaltung widerspiegeln muss, relativ kurzfristig. Ob das jetzt ein, zwei, drei Gigawatt sind, glaube ich, kann niemand oder kann ich zumindest auf Basis öffentlicher Daten nicht seriös sagen. Mein Gefühl ist, es ist ganz schön viel. Also mein Gefühl wäre eigentlich, mit den heutigen Mengen an Regelleistung hätte man sehr schnell ein sehr massives operatives Problem, wenn man den Markt über Nacht zwingen würde oder wenn der Markt über Nacht sozusagen sein systemstützendes Verhalten einstellen würde.

Jan Aengenvoort

Was ja auch ein weiterer Gedanke ist, wenn wir an die Regelenergie denken, und du hast das ja eingangs auch erwähnt, die hat den großen Vorteil, sie ist komplett von einer zentralen Instanz kontrollierbar, sie ist einsetzbar, sie ist komplett beherrschbar, sie ist dimensionierbar. Sie hat aber natürlich eine viel kürzere Vorlauffrist bei der Aktivierung. Wenn ich jetzt davon ausgehe, wie du in deiner Studie herausgefunden hast, dass heute schon manche Marktakteure vor dem Einsatz von Regelenergie durch die Übertragungsnetzbetreiber das System jetzt stützen durch Zukäufe, Verkäufe, was auch immer, dann haben sie mehr Zeit, ihre Kraftwerksparks zu dispatchen oder denke ich da zu kurz?

Lion Hirth

Nee, ganz genau. Vielleicht noch zwei Sätze zur Regelleistungsaktivierung und dann das von dir angeschnittene Thema.

Regelleistung ist aus guten Gründen sehr schnell. Die aFRR, die SRL, muss im Grunde innerhalb von fünf Minuten über eine Rampe aktiviert werden. Die Minutenreserve, die mFRR, ist ein Fahrplanprodukt und wird mit 7,5 Minuten Vorlauf, glaub ich, aktiviert vor der Viertelstunde. Das heißt, natürlich kommen für die Erbringung dieser Dienstleistung nur Anlagen in Frage, die das können. Also sowohl technisch, die die Rampen können, aber auch operativ, die das Einbinden der IT können und die auch in jeder Situation immer innerhalb dieser wenigen Minuten die volle Leistung liefern können.

Was passiert jetzt zum Beispiel in der Realität mit der Wind- und Solarerzeugung? Was wir ja haben, ist, dass Wind- und Solarerzeugung zwar auch auf der Zeitskala von wenigen Minuten noch ein Stück Unsicherheit mit sich bringt, aber dass wir im Laufe der Zeit, also sagen wir, jetzt ist es gleich halb 10, dass für die Lieferung 10 bis viertel nach 10 im Laufe des letzten Tages und bis vor wenigen Minuten die ganze Zeit neue Wetterprognosen reinkamen. Das heißt, im Minutentakt kommen von irgendwelchen Prognostikern neue Modelle. Diese Modelle haben alle Unsicherheiten, sind zum Teil Ensemble-Modelle, Bandbreiten sozusagen, und die Metriken für Prognoseunsicherheit verschieben sich im Laufe der Zeit und werden immer besser und immer enger, ohne ganz auf Null zurückzugehen. Was jetzt passieren kann und was in der Praxis passiert ist, dass sich viele Firmen am Markt diese Prognosemodelle anschauen und sagen, aha, okay, für die Lieferung, sagen wir mal jetzt in drei Stunden um 13 Uhr haben wir gerade eine Verschlechterung der Prognose, also es gibt ein bisschen weniger Windstrom, als wir gerade eben noch dachten. Und was jetzt sofort passiert, ist, dass Unternehmen diese Information über Kauforders auf dem Intraday-Markt umsetzen.

Das heißt, die sagen, wir wollen uns eher ein bisschen auf die sichere Seite setzen und ein bisschen mehr Strom haben als zu wenig, weil sich die Situation gerade eher verknappt hat. Die kaufen dann auf dem Intraday-Markt, treiben in dem Moment damit den Intraday-Preis nach oben und irgendwo anders in Deutschland oder im Ausland reagiert ein Kraftwerk, eine Batterie oder eine Flexibilität auf diesen höheren Preis und produziert mehr Strom oder stellt mehr Strom zur Verfügung. Und das passiert kontinuierlich jeden Moment, jetzt in meinem Beispiel drei Stunden vor Lieferung. Das heißt damit können auch alle Anlagen und alle Firmen und alle Betreiber an der Systemstabilisierung teilnehmen, die sehr viel längere Vorlaufzeiten haben, aus technischen Gründen, aus Prozessgründen, vielleicht ist es ein Industriebetrieb, der kann zwar mit drei Stunden Vorlauf die Aluschmelze um 5% einsenken, aber nicht innerhalb von 5 Minuten aus welchen Gründen auch immer und diese Unternehmen können dann auf solche Intradaypreissprünge reagieren.

Mit anderen Worten, der Markt absorbiert und verarbeitet den kontinuierlichen Zufluss an Informationen kontinuierlich in einem Preissignal und ermöglicht damit den jeweils optimalen Einsatz von Anlagen. Also mit fünf Stunden Vorlauf kann ich Anlagen einsetzen, die fünf Stunden brauchen, um zu starten. Wenn die Information halt erst zwei Stunden vor Lieferung bekannt wird, weil die Wettermodelle erst dann eine Veränderung der meteorologischen Lage sehen, dann sind immer noch die Anlagen verfügbar, die zwei Stunden Rampen oder Startzeiten haben. Und das ist, glaube ich, das ist vielleicht der grundlegendste Vorteil von dem Intraday-Markt gegenüber einer Regelleistung, die ja aus sehr guten Gründen schnell sein muss und auch nur schnell sein darf.

Wie ist die europäische Perspektive bei der systemstützenden Bilanzkreisbewirtschaftung?

Jan Aengenvoort

Du hast es auch schon eingangs oder im ersten Drittel angesprochen: Die European Balancing Guideline erlaubt das sogenannte „Mitregeln“ explizit oder fördert es sogar und reizt es sogar an. Aber wie sieht es denn mit der Praxis aus in anderen europäischen Ländern? Das habt ihr auch mit einem Blick in eurer Studie betrachtet.

Lion Hirth

Wir haben uns sechs größere Länder oder Nachbarländer Deutschlands angeschaut, nämlich Belgien, Holland, UK, Frankreich, Österreich und Dänemark. Wir haben untersucht, ob es rechtlich und vertraglich erlaubt ist, systemstützend zu optimieren, ob es ein Preisregime gibt, das dem widerspricht oder unterstützt. Ein entscheidender Punkt ist, ob die Netzbetreiber durch zeitnahe Bereitstellung der notwendigen Daten die aktive Reaktion auf den Preis fördern. In diesen Ländern wird das systemstützende Bilanzkreismanagement insgesamt positiver begleitet und unterstützt. Deutschland ist im Vergleich dazu auf der restriktiven Seite, sowohl rechtlich als auch in Bezug auf die Datenverfügbarkeit.

Jan Aengenvoort

Das führt zu einer wichtigen Frage. Wie erfahre ich in Deutschland, ob ich durch das Überschreiten meines Bilanzkreises in einer bestimmten Viertelstunde Geld verdienen oder Strafen zahlen werde?

Lion Hirth

Um das zu wissen, bräuchte ich die physikalische Systembilanz, um abzuschätzen, ob das System knapp ist oder nicht. Diese Information fehlt in Deutschland in Echtzeit. Die Netzbetreiber stellen sie nicht zur Verfügung. In anderen Ländern gibt es solche Informationen bereits zeitnah. In Deutschland muss man sich auf die sogenannte Netzampel verlassen, die mit Verzögerung und aggregiert veröffentlicht wird. Es gibt viele andere Datenquellen, aber die genaue Information fehlt. Zudem besteht das Problem, dass Informationen über Regelleistungsabrufe kurz nach deren Veröffentlichung Preissprünge am Markt zeigen. Das deutet darauf hin, dass Marktteilnehmer diese Informationen nutzen, was zu Bedenken hinsichtlich fairer Handelspraktiken führt.

Jan Aengenvoort

Wie könnte man deiner Meinung nach ein faires Spielfeld erreichen?

Lion Hirth

Man könnte es so handhaben wie in Großbritannien, wo alle Regelleistungsabrufe sofort veröffentlicht werden, um sicherzustellen, dass alle die gleichen Informationen haben. Oder noch besser die Systembilanz live veröffentlichen, um die Unsicherheit zu verringern. Doch dies ist problematisch für diejenigen, die nicht wollen, dass der Markt auf solche Informationen reagiert. Die Diskussion darüber wird auch innerhalb der Netzbetreiber geführt, und die derzeitige Lösung in Deutschland ist eine eingeschränkte Veröffentlichung der Systembilanz über die Netzampel.

Jan Aengenvoort

Nach all diesen praxisnahen Diskussionen - wie siehst du das Thema in fünf Jahren?

Lion Hirth

Ich sage seit 15 Jahren voraus, dass wir bald eine glatte Marktlösung haben werden, ähnlich wie in Benelux oder Großbritannien. In den letzten fünf Jahren ist dies jedoch nicht geschehen. Die Zukunft hängt davon ab, welche Richtungsentscheidung von den Akteuren getroffen wird, insbesondere den Übertragungsnetzbetreibern und der Bundesnetzagentur. Die Diskussion kann in verschiedene Richtungen gehen, und ich hoffe, dass unsere Studie dazu beitragen kann, die Diskussion zu versachlichen und Lösungswege zu finden, um die Vorteile zu nutzen und gleichzeitig Bedenken zu berücksichtigen.

Jan Aengenvoort

Lieber Lion, vielen Dank für dieses Gespräch.