Stellungnahme bne - Bundesverband Neuer Energieanbieter

ne-Stellungnahme an die Bundesnetzagentur zu:
§§ 29 EnWG, 27 Abs. 1 Nr. 2 und Abs. 2 StromNZV, Festlegungsverfahren
zu den Ausschreibungsbedingungen von Primärregelung,
Sekundärregelung sowie Minutenreserve
Zur Verringerung der Losgröße
Eine Verringerung der Mindestlosgröße bei Primär- und Sekundärregelung ist auf jeden Fall
zu begrüßen. Damit wird der Kreis potenzieller Bieter erhöht. Auch kleinere Kraftwerke und
einzelne Anlagen können am Bietverfahren teilnehmen. Bei der Minutenreserve hat die Sen-
kung der Mindestlosgröße bereits zu einer erheblichen Steigerung der Anzahl der Bieter und
in der Konsequenz auch zu einer Senkung der Preise für Minutenreserve geführt.
Die bisherige Zahl der Bieter ist sehr gering, so dass jeder zusätzliche Bieter zu einer höhe-
ren Liquidität der Auktionen und damit zu effizienteren und gerechteren Auktionsergebnissen
führt. Allenfalls der Abwicklungsaufwand für die Netzbetreiber könnte moderat ansteigen, da
mehr Anlagen konkret abgerufen werden müssten. Da aber bereits heute Anlagenpools an
den Auktionen teilnehmen, ist der Mehraufwand vor allem auf Seiten der Rechnungsstellung
und Buchhaltung zu sehen.
Zur Verkürzung der Ausschreibungszeiträume
Eine Verkürzung der Ausschreibungszeiträume hätte ebenfalls positive Effekte auf den Wett-
bewerb. Insbesondere kleine Anlagen, einzelne Kraftwerksbesitzer und Industriebetriebe
können besser bei kurzen Angebotszeiträumen disponieren.
o Die Verfügbarkeitsplanung bei kurzen Ausschreibungszeiträumen kann einfacher
und besser mit anderen Einsatz- und Vermarktungsmöglichkeiten in Einklang ge-
bracht werden.
o Die Risiken für einen Besitzer einer einzelnen Anlage durch einen technischen

Ausfall sinken, da er im Falle eines größeren technischen Schadens nur für einen
kürzeren Zeitraum Strafzahlungen zu leisten hätte.
o Kleinere Wartungs- und Reparaturarbeiten sowie Pausen für den Austausch von
Komponenten können einfacher geplant werden. So führt in der bisherigen mo-
natlichen Ausschreibung für Sekundärregelleistung ein einzelner Tag für War-
tungsarbeiten zur Verhinderung der Gebotsabgabe in dem gesamten Monat.
o Industriebetriebe mit schwankender Auslastung können bei kürzeren Aus-
schreibungszyklen ihre Kapazitäten besser planen und in der Folge als negative
Regelleistung vermarkten und müssen nicht fix eine monatlich verfügbare Min-
destmenge als Angebot einstellen.
Zur Berücksichtigung des Arbeitspreises
Da sowohl Leistungs- als auch Arbeitspreis effektiv durch den Netzbetreiber (und damit auch
von den Netznutzern) zu bezahlen sind, sollten auch beide Komponenten bei allen Entschei-
dungen Berücksichtigung finden. So wird der effizienteste Anbieter eingesetzt und somit ver-
hindert, dass durch Aufschläge beim Arbeitspreis ein Zuschlag erkauft wird, aber die Kapazi-
täten effektiv nicht abgerufen werden (bei der alleinigen Berücksichtigung beim Aufruf 1 )
oder der Bieter einen zusätzlichen Gewinn erzielen kann, der eventuell nicht mehr zuge-
schlagenen Bietern mit effektiv gleichen Konditionen entgeht.
Zur Strukturierung der Beschaffung
Ob die vorgeschlagene Strukturierung der Beschaffung einen Vorteil für die Über-
tragungsnetzbetreiber bringt, kann an dieser Stelle nicht beurteilt werden.
Es ist aber darauf hinzuweisen, dass an einer langfristigen Ausschreibung nur Besitzer sehr
großer Anlagenportfolien teilnehmen können. Nur bei einer Vielzahl von Anlagen kann über
das Portfolio hinweg sicher gestellt werden, die geforderte Verfügbarkeit und die Leistung
1
Dieses Vorgehen ist besonders für Anbieter mit großen Kraftwerksportfolien interessant: Alte, teure
Kraftwerke werden angeboten und nur sehr selten aufgerufen, verdrängen aber eventuell mit ihrem
(Teil-)Gebot neuere, effizientere Anbieter im Rahmen eines gemischten Kapazitätspreises des großen
Anbieters.
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ereitzustellen. Kleinere Anbieter und Besitzer einzelner Anlagen werden von diesem Produkt
praktisch komplett ausgeschlossen. Bei der langfristigen Ausschreibung ist mit sehr geringem
Wettbewerb zu rechnen. Daher ist zu befürchten, dass die wenigen Anbieter in diesem Pro-
dukt ungerechtfertigt hohe Preise erzielen. Mit den Gewinnen aus diesen Produkten könnten
im Extremfall die kurzfristigen Auktionen quersubventioniert werden und dadurch kleinere
Anbieter und Besitzer einzelner Anlagen aus dem Markt gedrängt werden. Langfristig könnte
dies die Ziele der Bundesnetzagentur unterlaufen.
Sofern die Vorteile für die Übertragungsnetzbetreiber grundsätzlich die beschriebenen
Nachteile und Risiken überwiegen sollten, so ist auf jeden Fall darauf zu achten, dass die
langfristige Komponente so klein wie möglich gehalten wird. Alle Ausschreibungen aus dieser
Produktkategorie sollten sorgfältig auf ihren wettbewerblichen Ablauf geprüft werden. Even-
tuell ist zu prüfen, ob Bieter mit nur einzelnen Anlagen verringerte Verfügbarkeitsanforde-
rungen erfüllen müssen und damit ihre Risiken reduzieren können und notwendige War-
tungs- und Reparaturarbeiten auch bei einem Jahreszuschlag ausführen können.
Zur Integration der Regelenergie (insbesondere der Minutenreserve) in den Kurz-
fristhandel
Die stärkere Volatilität im Markt führt im Status Quo zu einer Erhöhung der Risikoaufschläge
was die Regelenergiehöhe und die Preise angeht, wenn diese über abgekoppelte Märkte
vermarktet werden. Dies führt in der Folge zu höheren volkswirtschaftlichen Kosten. Insbe-
sondere die Minutenreserve bietet sich in diesem Zusammenhang an, in den Kurzfristhan-
delsprozess integriert zu werden. Sie wird bis dato in einem fragmentierten Markt vermark-
tet. Das ist unverständlich, denn sie ist ein Fahrplanprodukt (15 min) und kann somit einfach
über das bestehende Fahrplansystem abgewickelt werden. Lediglich die Fristen zur Fahr-
plananpassung müssten geändert werden. Dadurch kann erreicht werden, dass eine sehr
kurzfristige und damit marktpreisnahe Regelenergieart die tendenziell teureren, Primär- und
Sekundärregelreserven ablöst. Die Leistungspreiskomponente bei der Minutenreserve sollte
in einem liquiden Kurzfristmarkt gar nicht mehr notwendig sein (siehe skandinavisches Mo-
dell). Kurzfristiges Angebot und Nachfrage regeln damit den Preis für diese Regelenergieart.
Die aufwendige Präqualifikation für diese Anlagen, welche insbesondere in kleinteiligen Poo-
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lungssituationen hohe Transaktionskosten und -risiken zur Folge haben, müsste ebenfalls
nicht erfolgen.
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Massenmarkt
Der Einbezug der „neuen Technologien“ (Bezeichnung der BNetzA im Papier) in den Regel-
energiemarkt ist grundsätzlich ein guter und richtiger Ansatz. Für leistungsgemessene Kun-
den erscheint dies derzeit schon möglich. Die Teilnahme für gepoolte zu- bzw. abschaltbare
Verbraucher im Lastprofil- Massenkundenmarkt als unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen
ist noch nicht realisierbar. Hier liegt ein großes Potenzial brach (siehe hierzu die Untersu-
chung von Wiechmann „Neue Betriebsführungsstrategien für unterbrechbare Verbrauchsein-
richtungen“ der ein Potential von 40.000 MW sieht). Um dies zu ermöglichen, muss den Lie-
feranten die Möglichkeit der eigenen Schaltung der eigenen Kunden zur Optimierung zwi-
schen Netzentgelten, Commodity-Kosten und Regelenergiepreisen eingeräumt werden. Den
Einbezug dieser kostengünstigen Potenziale für den Regelenergiemarkt sollte die BNetzA
durch gesonderte Festlegungsverfahren angehen.
Unter den derzeitigen Bedingungen scheitert dies daran, dass die Steuerung der Anlagen
heute nur durch den Verteilnetzbetreiber erfolgt, der damit nur die Netzlasten für sein Ver-
teilnetz und seinen Bezug aus dem vorgelagerten Netz optimiert.
Dies kann im Einzelfall sogar zu Mehraufwand auf der vogelagerten Höchstspannungsebene
führen. Ein Ergebnis der Konsultation der BNetzA zu individuellen Netzentgelten nach
§ 19 (2) StromNEV war, dass diese Steuerung in einigen Verteilnetzen signifikante Auswir-
kungen hat.
Problematisch ist auch, dass die Strombelieferung der unterbrechbaren Verbrauchseinrich-
tungen durch den Lieferanten bisher nach Standardlastprofil erfolgt. Entstehende Abwei-
chungen fließen in den Differenzbilanzkreis des Verteilnetzbetreibers ein.
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Erneuerbare Energien
Mit dem stetig wachsenden Marktanteil der Erneuerbaren Erzeugung, muss auch diese stär-
ker in die Pflicht bzw. in die Beteiligung am Regelenergiemarkt bzw. in dessen Ausschrei-
bungsvorgaben einbezogen werden. Heute befinden sich noch die allermeisten Anlagen in-
nerhalb des in dieser Hinsicht undifferrenzierten EEG-Fördermechanismus, der bisher allein
die bestmöglichen Renditen gewährleistet. Mittelfristig muss auch das EE-Marktsegment als
zunehmend „reguläre Art“ der Energierzeugung aktiv in den Regelenergiemarkt einbezogen
werden. Daraus kann sich dann auch eine alternative Einnahmequelle zu den bisherigen bzw.
ex-post zu den Fördersätzen für die Anlagenbetreiber entwickeln. Neben der Weiterentwick-
lung des EEG und der Direktvermarktungsregeln sollte auch der Regelenergiemarkt hier eine
aktive Rolle übernehmen.
Berlin, den 23. Juli 2010
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