Die Liberalisierung des europäischen Elektrizitätssektors (das gleiche Liberalisierungsmodell gibt es auch in anderen Ländern), die durch die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments gefördert wurde, hat dazu geführt, dass die großen Elektrizitätsunternehmen, die traditionell eine Reihe von Funktionen wie Erzeuger, Transporteure, Verteiler und Einzelhändler wahrgenommen haben, sich in ein Konglomerat verschiedener Unternehmen mit jeweils sehr spezifischen Aufgaben aufgespalten haben.
In den meisten Fällen wurde diese Trennung der Rollen durch eine Unvereinbarkeit der Tätigkeiten bestimmt, die in der oben genannten Richtlinie festgelegt ist, oder durch die besondere Anwendung der Richtlinie in Form eines Gesetzes in den verschiedenen Staaten der Europäischen Union. So sind beispielsweise die Erzeugung und die Übertragung oder Verteilung von Elektrizität unvereinbare Tätigkeiten, so dass ein Unternehmen, das Eigentümer von Energieerzeugungsanlagen ist, nicht Eigentümer/Betreiber von Stromübertragungs- oder -verteilungsnetzen sein kann.
Abb. 1 Vereinfachtes Schema der Interaktionen der Akteure des Elektrosektors
Das Diagramm in Abb. 1 zeigt ein vereinfachtes Schema der verschiedenen Akteure, die im Stromnetz vorhanden sind. Wie wir sehen können, wird die Energie traditionell und unter der Annahme, dass es keine dezentrale Erzeugung im Verteilungsnetz gibt, von den Erzeugungsunternehmen (GENCOs) in das Übertragungsnetz eingespeist, diese Energie fließt durch das Übertragungsnetz (im Besitz eines so genannten TRASCO oder auch TSO) mit einer hohen Spannung, um Verluste zu reduzieren, und die Spannung wird reduziert, sobald der Endverbrauch erreicht ist. Diese Spannungsreduzierung erfolgt über Unterwerke, die das Hochspannungs-Übertragungsnetz mit dem Mittelspannungs-Verteilungsnetz verbinden, das einem Verteilungsunternehmen (DISCO oder DSO) gehört. Es gibt Endverbraucher, die Energie aus dem Mittelspannungsverteilernetz (oder sogar aus dem Übertragungsnetz) beziehen, aber die überwiegende Mehrheit der Haushaltskunden bezieht Energie aus dem Niederspannungsverteilernetz, das über kleine Verteilertransformatorstationen mit dem Mittelspannungsnetz verbunden ist.
In Bezug auf die Interaktionen zwischen den Akteuren und die Rollen der einzelnen Akteure können wir in dem Diagramm sehen, wie der Einzelhändler Energieverträge mit dem Verbraucher abschließt. Der Abschluss dieser Art von Verträgen ist vollständig liberalisiert und ermöglicht die Bereitstellung verschiedener Dienstleistungen, die von konventionellen Verträgen mit einer Energielaufzeit bis hin zu den so genannten Pauschaltarifen reichen, bei denen der Verbraucher im Wesentlichen eine feste Gebühr zahlt und "unbegrenzt" Energie verbrauchen kann, wobei er nur eine bestimmte Leistung nicht überschreiten darf. Eine andere, ausgefeiltere Art von Tarifen umfasst so genannte implizite Nachfragereduktionsprogramme, bei denen der Einzelhändler dem Verbraucher entweder am Vortag oder in Echtzeit ein Preissignal sendet, so dass der Verbraucher seinen Verbrauch an diese Preissignale anpasst.
Um Energie zu erwerben, kauft der Einzelhändler sie vom Strompool, indem er Gebote für den Kauf von Energie abgibt. Der Strompool wird vom Marktbetreiber betrieben, der für den Abgleich der von den Einzelhändlern abgegebenen Kaufangebote mit den Verkaufsangeboten der Erzeuger zuständig ist. Erzeugung und Einzelhandel sind nicht miteinander vereinbar, da die Strategien dieser beiden Akteure für die Abgabe von Geboten an den Pool entgegengesetzt sind: Während die Einzelhändler den Kauf von Energie zu einem möglichst niedrigen Preis anstreben, wollen die Erzeuger den höchsten Preis erzielen. Der An- und Verkauf von Energie ist ebenfalls eine liberalisierte Tätigkeit, da die Akteure, die Gebote für den An- und Verkauf von Energie an den Pool abgeben, die Gebotspreise und Energiepakete innerhalb der von der Regulierungsbehörde festgelegten Grenzen frei wählen können.
Sobald der Einzelhändler die Energiepakete erworben hat, muss er diese Energie entsprechend dem oben beschriebenen Energiefluss zum Endverbraucher transportieren, wofür er eine Zugangsgebühr an die Transporteure und auch an die Verteiler für die Nutzung ihrer Netze zahlen muss. In den meisten europäischen Ländern sind Transport und Verteilung geografische Monopole, d. h. sobald ein Unternehmen sein Netz in einem bestimmten geografischen Gebiet aufgebaut hat, kann ein anderes Unternehmen kein zweites redundantes Netz aufbauen. Im Gegenzug stuft die Regulierungsbehörde in diesen Fällen sowohl die Übertragung als auch die Verteilung als regulierte Tätigkeiten ein (im Gegensatz zu allen anderen liberalisierten Tätigkeiten) und legt somit die Preise fest, die Dritte an die Eigentümer der Verteilungs- und Übertragungsnetze für die Nutzung ihrer Netze zu zahlen haben. Stark vereinfacht könnte man sagen, dass die Erzeuger Einnahmen aus dem Verkauf von Strom im Pool erhalten, und die Transporteure und Verteiler erhalten regulierte Einnahmen aus der Zahlung des Zugangstarifs, aber auch aus den Investitionen, die sie tätigen, um ihre Netze unter optimalen Bedingungen zu halten. Der Einzelhändler hingegen erhält seine Einnahmen aus den mit den Verbrauchern abgeschlossenen Lieferverträgen, und seine Hauptausgaben sind die Zahlung der Zugangstarife an die Verteiler und Transporteure sowie die Zahlung für die über den Pool bezogene Energie. Es gibt auch eine Modalität, bei der Einzelhändler und Erzeuger bilaterale Verträge abschließen, die den Pool-Matching-Mechanismus umgehen (ein Beispiel hierfür wären die Stromabnahmeverträge oder PPA).
Das oben beschriebene Verfahren gilt für verschiedene Arten von Märkten, insbesondere aber für den so genannten Day-Ahead-Markt, auf dem Erzeuger und Händler die Energiepakete aushandeln, die an jedem der 24 Slots (die jeweils einer Stunde entsprechen) des folgenden Tages verkauft/gekauft werden sollen. Sobald der Tagesmarkt geschlossen ist und alle Kauf- und Verkaufsgebote aufeinander abgestimmt sind, prüft der Marktbetreiber (MO, in Abb. 1 als Pool dargestellt) zusammen mit dem Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), ob das Übertragungsnetz in der Lage ist, die aus den Energietransaktionen resultierenden Stromflüsse zu bewältigen. Wenn technische Einschränkungen im Zusammenhang mit der Überlastung von Übertragungsnetzelementen und Spannungsniveaus nicht erfüllt werden, aktiviert der ÜNB eine Reihe von Korrekturmechanismen, die das vom MO durchgeführte Matching verändern und die später in diesem Dokument erläutert werden.
In den vorangegangenen Abschnitten und im Diagramm in Abb. 1 wurde der Einfachheit halber davon ausgegangen, dass sowohl Einzelhändler als auch Erzeuger einzeln auf dem Markt agieren. Dabei sind sie jedoch für die möglichen Leistungsungleichgewichte verantwortlich. Mit anderen Worten: Die Erzeuger sind für die Erzeugung der von ihnen verkauften Energie verantwortlich und die Händler für die Lieferung der von ihnen gekauften Energie.
Die Entwicklung der besten Strategie für das Agieren auf dem Markt und die Übernahme der Verantwortung für die Energiebilanz in jeder der so genannten Ausgleichsperioden (ISP) ist eine sehr komplexe und spezielle Aufgabe. Eine schlechte Strategie bei der Gestaltung von Kauf- und Verkaufsangeboten kann dazu führen, dass man aus der Gleichung herausfällt. Sobald ein bestimmtes Angebot abgeschlossen ist, ist auch die Aufrechterhaltung des zugesagten Gleichgewichts während jeder der 24 Stunden kompliziert.
Aus diesem Grund schließen sowohl Erzeuger als auch Einzelhändler in der Regel Vereinbarungen mit spezialisierten Handelsunternehmen, die für ihre Kunden (in diesem Fall Erzeugungseinheiten, Einzelhändler oder andere Verbrauchseinheiten) optimale Betriebsstrategien entwickeln. Wir bezeichnen diese Art von Unternehmen als Balance Responsible Parties (BRPs). Obwohl Erzeugung und Einzelhandel nicht miteinander vereinbar sind, können ein Erzeuger und ein Einzelhändler die Dienste ein und desselben BRP in Anspruch nehmen, was in der Regel auch der Fall ist. Ein Netzbetreiber hat in der Regel sowohl Einzelhändler als auch Erzeuger mit unterschiedlichen Technologien in seinem Portfolio, da die gemeinsame Verwaltung eines breiten und vielfältigen Kundenportfolios es ermöglicht, bestimmte Ungleichgewichte durch andere zu kompensieren und so das Risiko von Ungleichgewichten und die dadurch direkt verursachten Kosten (Pönalen) zu verringern. BRPs und ihre Rolle sind in Abb. 2 dargestellt. Diese Darstellung vermittelt ein realistischeres Bild davon, wie die verschiedenen Akteure auf dem Erzeugungsmarkt interagieren.
Abb. 2 Darstellung des Produktionsmarktes unter Berücksichtigung der BRP
Der oben erwähnte Day-Ahead-Markt ist ein so genannter Erzeugungsmarkt. Die Aufgabe der Erzeugungsmärkte besteht darin, die Energietransaktionen zwischen den Akteuren abzuschließen, die den Energieaustausch innerhalb eines Zeithorizonts durchführen, der mindestens einige Stunden von der Schließung des Marktes entfernt ist. Die Erzeugungsmärkte werden in der Regel vom Marktbetreiber (MO, in der Abbildung als "Pool" dargestellt) betrieben, und zusätzlich zum Day-Ahead-Markt gibt es in allen europäischen Ländern eine Reihe von Intraday-Märkten. Es gibt zwei Arten von Intraday-Märkten, den konventionellen (Intraday-Auktionsmarkt) und den kontinuierlichen Intraday-Markt, der auch als "Single Intraday Coupling" bezeichnet wird.
Herkömmliche Intraday-Märkte dauern in der Regel eine Stunde, und ihr Anwendungsfenster ist um einige Stunden vom Börsenschluss entfernt. Im Fall des iberischen Strommarktes, der Spanien und Portugal betrifft, erstreckt sich beispielsweise der erste Intraday-Markt von 14:00 bis 15:00 Uhr und wickelt Energiegeschäfte von Mitternacht desselben Tages (Tag D) bis Mitternacht des Folgetages (Tag D+1) ab. Die übrigen Intraday-Märkte sind zeitlich gestaffelt und öffnen um 17 Uhr, 21 Uhr, 1 Uhr, 4 Uhr und 9 Uhr. Sie dauern etwa eine Stunde und wickeln Energietransaktionen ab, die ab etwa 3 Stunden nach Börsenschluss bis Mitternacht des Tages D+1 getätigt werden können. Abb. 3 zeigt die Struktur und die Anwendungszeiträume der verschiedenen Märkte.
Im Falle des kontinuierlichen Intraday-Marktes besteht der Unterschied zum konventionellen Markt darin, dass die Runden fortlaufend sind und Agenten aus allen europäischen Gebieten teilnehmen können, solange die maximale Leistung an den internationalen Kopplungspunkten nicht erreicht ist. Außerdem können Energietransaktionen nur eine Stunde im Voraus vereinbart werden.
Es ist sehr wichtig zu beachten, dass auf dem Day-Ahead-Markt die Erzeuger oder ihre jeweiligen BKV die Rolle der Energieverkäufer und die Einzelhändler oder ihre jeweiligen Marktvertreter (BKV) die Rolle der Käufer spielen. Dies muss auf den verschiedenen Intraday-Märkten nicht der Fall sein. Nehmen wir an, dass ein Erzeuger am Tag D auf dem Day-Ahead-Markt 10 MWh für die Stunde von 14:00 bis 15:00 Uhr am Tag D+1 verkauft hat. Um 23:00 Uhr am Tag D stellt der Generator jedoch eine Störung in einer seiner Gruppen fest und stellt fest, dass er für den untersuchten Zeitraum nur 8 MWh produzieren kann. Der Erzeuger könnte die Öffnung des nächsten Intraday-Marktes abwarten (Intraday Nr. 5, der um 1.00 Uhr des Tages D+1 öffnet) und die restlichen 2 MWh kaufen, um das Gleichgewicht zu halten. Es könnte sein, dass diese 2 MWh von einem Einzelhändler verkauft werden, der sie auf dem Intraday-Markt gekauft hat, aber feststellt, dass er nicht in der Lage ist, sie zu liefern.
In den vorangegangenen Abschnitten haben wir erläutert, wie der Kauf und Verkauf von Energie auf dem Day-Ahead-Markt erfolgt und wie die Korrekturen auf den aufeinanderfolgenden Intraday-Märkten festgelegt werden. Wie wir gesehen haben, gibt es auf den verschiedenen Erzeugungsmärkten Korrekturmechanismen, die es ermöglichen, unvorhergesehene Ungleichgewichte zum Zeitpunkt des Abschlusses des Intraday-Marktes zu korrigieren, die aber in den darauffolgenden Stunden vorgesehen sind.
Es ist jedoch klar, dass die Summe der nachgefragten elektrischen Leistung plus der Systemverluste jederzeit gleich der Erzeugung sein muss. Die Aufrechterhaltung des Energiegleichgewichts in den Ungleichgewichtsabrechnungszeiträumen reicht für die Stabilität des Systems nicht aus. Wenn ein Ungleichgewicht auftritt, wird die Frequenz des Systems in der Weise beeinflusst, dass die Frequenz steigt, wenn die Erzeugung die Nachfrage plus Verluste übersteigt. Die Frequenz sinkt, wenn die Nachfrage plus Verluste die Erzeugung übersteigt.
Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verfügt über eine Reihe von Marktmechanismen, die es ihm ermöglichen, dieses Gleichgewicht durch die Überwachung der Frequenz und der so genannten Balance Service Provider (BSP) jederzeit aufrechtzuerhalten. Diese Marktmechanismen sind in so genannten Betriebsmärkten zusammengefasst. Der Unterschied zwischen Erzeugungs- und Betriebsmärkten besteht darin, dass die Betriebsmärkte vom Netzbetreiber (TSO) und nicht vom Marktbetreiber (MO) verwaltet werden. Außerdem handelt es sich bei den Erzeugungsmärkten um Energiemärkte, weil Energiepakete gehandelt werden, während es sich bei den Betriebsmärkten um Hybridmärkte handelt. Sie sind hybride Märkte, weil sie nicht nur Energiemärkte, sondern auch Kapazitätsmärkte sind, auf denen in einigen Fällen bestimmte Akteure für die Kapazität zur Erzeugung oder zur Änderung ihrer Erzeugung/ihres Verbrauchs entlohnt werden. Im Allgemeinen könnte man sagen, dass BSPs an den Produktionsmärkten teilnehmen, während BSPs an den Betriebsmärkten teilnehmen. Im allgemeinen Fall können die BSP und die BSP unterschiedliche Akteure sein (wie z.B. im Fall Belgiens), in diesem Fall würden die von einem bestimmten BSP durchgeführten Transaktionen von Bilanzdienstleistungen einen oder mehrere BSP betreffen. Es ist sehr üblich, dass die Rolle des BSP von einem BRP-ähnlichen Unternehmen übernommen wird, da diese Rollen in vielen europäischen Ländern nicht getrennt sind.
Abb. 3 Schema mit den verschiedenen Arten von Elektromärkten
Die Ausgleichsleistungen, die ein BSP oder in dessen Abwesenheit ein BRP für den ÜNB erbringen kann, sind vielfältig und werden im Folgenden beschrieben.
Zum einen gibt es die Primärregelung, auch Frequenzbegrenzungsreserve (FCR) genannt, eine dezentrale Frequenzregelung, die für alle Erzeuger, die dazu in der Lage sind, obligatorisch ist. Traditionell handelte es sich bei dieser Art von Generatoren um große Generatoren mit einer sehr hohen Trägheit, aber heutzutage kann jede Last oder jeder Generator, der bei einer Frequenzänderung schnell reagieren kann, die Primärregelung übernehmen. Die Leistungsänderung, die ein Element bei der Aktivierung der Primärregelung vornimmt, muss nicht länger als ein paar Sekunden aufrechterhalten werden. Wenn Prosumer bei Frequenzschwankungen sehr schnell handeln können, könnten sie als Anbieter von Primärregelung auftreten. Die Vergütung für Primärregelungskapazitäten ist von Land zu Land unterschiedlich, während sie in Ländern wie Spanien eine obligatorische, aber nicht vergütete Dienstleistung ist. In Ländern wie Belgien, den Niederlanden oder Deutschland wird die Primärregelungskapazität wöchentlich versteigert.
Neben der Primärregelung sind auch die Sekundär- und Tertiärregelung Ausgleichsleistungen. Im Falle der Sekundärregelung handelt es sich um eine Leistung zur Frequenzregelung, die zentral und mit Marktmechanismen abgewickelt wird, im Gegensatz zur Primärregelung, die automatisch und dezentral erfolgt. Mit anderen Worten: Die Erzeuger, die ihre Leistung im Falle der Primärregelung ändern, tun dies, weil sie so programmiert sind, dass sie ohne externe Anweisung oder eine zentrale Steuerung, die sie koordiniert, arbeiten. Dies ist darauf zurückzuführen, dass im Falle der Primärregelung sehr schnell gehandelt werden muss. Bei der Sekundärregelung hingegen erfolgt die erforderliche Leistungsänderung zur Anpassung der Netzfrequenz einige Sekunden nach Auftreten der Frequenzschwankung. Die durch die Sekundärregelung bereitgestellte Leistungsänderung ersetzt dann die Primärregelung und wird automatisch, aber auf zentralisierte Weise bereitgestellt, weshalb sie auch als automatische Frequenzwiederherstellungsreserven (aFRR) bezeichnet wird.
Die Sekundärregelung, bei der die Leistung steigt oder sinkt, muss während eines Ausgleichszeitraums (ISP), der traditionell 15 Minuten beträgt, aufrechterhalten werden. Es handelt sich traditionell um einen obligatorischen, aber vergüteten Dienst für Erzeugungseinheiten, die ihn erbringen können, aber der Dienst kann auch von Prosumern oder Nachfrageeinheiten erbracht werden. Bei diesem Dienst wird die Verfügbarkeit zur Erhöhung oder Senkung der Leistung vergütet, ebenso wie die zusätzliche Energie, die in das System eingespeist wird oder nicht mehr eingespeist wird, wenn die Sekundärregelung aktiviert ist. In Ländern wie Spanien wird diese Leistung am Tag D versteigert, was sich auf den Tag D+1 auswirkt, wie in Abb. 3 zu sehen ist. Die Kosten für diese Dienstleistung werden auf die Nachfrage- und Erzeugungseinheiten übertragen, die das Ungleichgewicht verursacht haben, oder auf die BKV, die diese Agenten vertreten.
Die Tertiärregelung ähnelt der Sekundärregelung, wird aber erst nach Ablauf eines Ausgleichszeitraums für Ungleichgewichte eingesetzt, um die Sekundärregelung freizugeben, und kann sich über mehrere TIGs erstrecken, im Falle von Ländern wie Spanien über 2 Stunden. Tertiärregelungsdienste werden auch als manuelle Wiederherstellung der Frequenzreserve bezeichnet. Normalerweise sind die Einheiten, die diesen Dienst abonnieren, verpflichtet, ein Auf- oder Abregelungsband anzubieten.
