Was ist die Europäische Electricity Balancing Guideline (EB-GL)?

Obwohl Strom heute grenzüberschreitend an den Strombörsen gehandelt wird, ist die Sicherung der Netzstabilität nach wie vor eine sehr nationale Angelegenheit. Die ÜNB der Mitgliedstaaten haben zwar Mechanismen entwickelt, die das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage gewährleisten sollen – die Regularien sehen aber von Land zu Land sehr unterschiedlich aus und enden in der Regel an den Landesgrenzen. Eine grenzüberschreitende, gemeinsame Abstimmung findet nur in Einzelfällen statt. 

Um eine kostengünstigere und wettbewerbsfähigere Beschaffung von Regelenergie zu ermöglichen, hat die Europäische Kommission 2017 daher die „Electricity Balancing Guideline“ (EB-GL) auf den Weg gebracht. Diese soll die Regelenergiemärkte so harmonisieren, wie es mit den übrigen Energiemärkten bereits gelungen ist. Wie alle Vorhaben der EU ist dies freilich ein langfristiges Projekt, welches seine Kinderschuhe noch lange nicht verlassen hat. Wir versuchen aber dennoch, im Folgenden einen umfassenden Überblick über Inhalte und Ziele der EB-GL zu geben.

Umfang und wichtige Ziele der EB-GL

Die Verordnung (EU) 2017/2195, wie die Europäische Regelenergierichtlinie ursprünglich genannt wurde, legte verbindliche Regeln für den Austausch von Regelenergie zur Stabilisierung des Stromnetzes zwischen den einzelnen europäischen Mitgliedsstaaten im Jahr 2017 fest.

Die EB-GL schafft verbindliche Rahmenbedingungen für die folgenden Bereiche:

• Die Harmonisierung der Beschaffung von Systemdienstleistungen
• Grenzüberschreitende Saldierung von Ungleichgewichten
• Die Rolle der ÜNBs, Bilanzgruppenverantwortlichen und der Regelenergieanbieter

Ziel: Europäische harmonisierte Regelenergiemärkte

Die Systemdienstleistungen, welche international als FCR (für Frequenzkontrollreserve), aFRR (für automatische Frequenzwiederherstellungsreserve) und mFRR (für manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve) bezeichnet werden, sind in den europäischen Mitgliedsstaaten bereits unter verschiedenen Namen und Akronymen eingerichtet worden. Gängige Abkürzungen sind PRL für Primärregelleistung, SRL für Sekundärregelleistung und MRL für Minutenreserveleistung oder Tertiärregelleistung in Österreich sowie R1, R2 und R3 in Belgien.

Obwohl diese Produkte alle ein ähnliches Ziel verfolgen, können Modalitäten der Lieferung und des Marktgeschehens sehr unterschiedlich sein. Wie viel Regelenergie wird wo versteigert und in welchem Zeithorizont? Wer kann teilnehmen, nur konventionelle Kraftwerke oder auch Virtuelle Kraftwerke oder Demand-Response-Anbieter auf der Stromverbraucherseite? Ist eine Präqualifikationsprüfung erforderlich bevor die Teilnahme beginnen kann? Wie wird die Leistung (Kapazität) vergütet? Wie wird die konkrete Erbringung, also Arbeitsleistung, geliefert und vergütet? Bis zur EB-GL gab es für diese und viele andere Fragen in jedem Land unterschiedliche Antworten. 

Mit der Leitlinie für den Regelenergiemarkt plant die Europäische Kommission nun, die europäischen Regelenergieprodukte an der groben Klassifizierung von FCR, aFRR und mFRR, zu orientieren, um die grenzüberschreitende Beschaffung durch die ÜNB und auch die Verteilnetzbetreiber zu ermöglichen. Wie in Artikel 3 definiert, sind "wirksamer Wettbewerb, Nichtdiskriminierung und Transparenz" die Hauptziele der Regulierung. Mehr Effizienz, Betriebssicherheit und eine durchgehende Integration der Strommärkte mit einer einheitlichen Funktion der europäischen Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemärkte sind klare Ziele. Darüber hinaus misst die EU der diskriminierungsfreien und marktgerechten Einbeziehung des in der Verordnung als "Lastmanagement" bezeichneten Demand Side Management (DSM) eine große Bedeutung zu.

Der Weg zum Elektrizitätsbinnenmarkt führt über die EB GL

Mit der Europäischen Regelenergierichtlinie rückt der gemeinsame, nichtdiskriminierende, harmonisierte Strommarkt zwischen den Mitgliedstaaten, deutlich näher. Auf regionaler Ebene hat die verstärkte Zusammenarbeit zwischen einigen Nachbarländern bereits zu einer gewissen Harmonisierung geführt. So weisen beispielsweise in Westeuropa die deutsche, belgische und niederländische Marktgestaltung viele Gemeinsamkeiten auf. Die Day-Ahead- und Intraday-Märkte der drei Länder sind gekoppelt, alle haben einen Regelenergiemarkt, die meisten Märkte funktionieren auf der Grundlage von Merit-Order-Clearing und -aktivierung. Der Zugang zu diesen Märkten ist weitgehend diskriminierungsfrei, die Marktbedingungen weitgehend transparent. 

Allerdings gibt es diese Bedingungen nicht in allen Ländern der EU: In Polen zum Beispiel befindet sich der Regelenergiemarkt noch in seiner ersten Öffnungsphase. Andere Länder, insbesondere in Osteuropa, haben ein weitgehend staatlich kontrolliertes, vertikal organisiertes Elektrizitätssystem.

Um die Vorteile harmonisierter Regelenergiemärkte allen Mitgliedsstaaten zu Gute kommen zu lassen, ist die erfolgreiche Umsetzung der Electricity Balancing Guideline von entscheidender Bedeutung. Alle ÜNB und ihre nationalen Regulierungsbehörden müssen sich auf gemeinsame Regeln und Protokolle für den Datenaustausch einigen. Die ÜNB, die auf europäischer Ebene unter dem ENTSO-E (Europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber für Elektrizität) zusammengeschlossen sind, haben bereits viel Arbeit zur Umsetzung der EB-GL geleistet. Die übrigen Marktparteien, die innerhalb des harmonisierten Rahmens Regelleistung erbringen müssen, sind in den Prozess einbezogen und werden konsultiert. Übertragungsnetzbetreiber, Verteilungsnetzbetreiber, Stromhändler, Stromerzeuger und die Verbraucher müssen eine gemeinsame Sprache, ein verbindliches Vertragswerk, gemeinsame Regeln finden und so eine Art "acquis communautaire" für den Energiemarkt schaffen.

Wichtige Bestandteile der Europäischen Regelenergierichtlinie

Die Harmonisierung der europäischen Strommärkte wird nicht allein durch die Umsetzung der EB-GL erreicht werden. Die ENTSO-E und ihre Mitglieder haben fünf Schlüsselbereiche für die Etablierung der Electricity Balancing Guideline festgelegt, ohne Anspruch auf Vollständigkeit erörtern wir im Folgenden jeden dieser Bereiche kurz.

PICASSO, MARI und TERRE

Hinter den eher blumigen Namen PICASSO, MARI und TERRE verbergen sich drei digitale Plattformen, auf denen in Zukunft Regelenergie und Systemdienstleistungen innerhalb der Energieunion auktioniert, verrechnet und überwacht werden sollen. Einige dieser Plattformen haben in den Mitgliedsstaaten bereits erste Schritte unternommen. Während sich PICASSO mit der aFRR im gesamteuropäischen Handel befasst, will MARI dasselbe für die mFRR übernehmen. TERRE soll eine transeuropäische Börse für Ersatzreserven (Replacement Reserves, RR) etablieren, ein Produkt, das heute noch nicht in allen Mitgliedsstaaten existiert, aber in vielen Punkten mit der mFRR verglichen werden kann. Da es RR weder in Deutschland noch in Belgien gibt, waren diese Länder wenig an den Diskussionen um TERRE beteiligt.

FCR-Kooperation

Ziel der FCR-Kooperation ist die Schaffung eines harmonisierten Marktes für das schnellste aller Regelenergieprodukte: Frequency Containment Reserve (FCR), auch als Primärregelleistung (PRL, R1) bekannt. Von allen Umsetzungsprojekten ist dieses am weitesten fortgeschritten: Neun ÜNB aus sechs europäischen Ländern, darunter Deutschland, Belgien und die Niederlande, beziehen bereits FCR von den Marktteilnehmern auf einer gemeinsamen Plattform. Obwohl die FCR gemeinsam versteigert wird und der verstärkte Wettbewerb bereits zu niedrigeren Vertragskosten für die ÜNB und VNB führt, steckt in der verbindlichen Umsetzung der Regeln für die Abrechnung, die Präqualifikation und den Marktzugang für alle beteiligten Länder noch eine Menge Arbeit.

IGCC: grenzüberschreitender Ausgleich von Ungleichgewichten

ÜNB steuern heutzutage den Regelenergiebedarf einer Regelzone, häufig erstreckt sich diese Regelzone über ein gesamtes Land. In Deutschland hingegen gibt es vier Regelzonen, die jeweils von einem ÜNB verwaltet werden. Dies führt mitunter dazu, dass beispielsweise der belgische ÜNB ein positives Ungleichgewicht (Überproduktion) feststellt und damit negative Reserven aktiviert, während der niederländische Netzbetreiber ein negatives Ungleichgewicht (Minderproduktion) im niederländischen Netz feststellt und positive Reserven aktivieren muss. Wäre ein grenzüberschreitender Austausch möglich, könnte man diese Probleme deutlich effizienter lösen. Das IGCC-Projekt zielt daher darauf ab, eine grenzüberschreitende Plattform für den Ausgleich von Ungleichgewichten zu schaffen.

Die Regelenergierichtlinien stehen nicht allein

Die EB-GL ist nicht die einzige Leitlinie, welche die europaweite Zusammenarbeit auf dem Energiemarkt verbessern soll. So sollen auch die „Verordnung über Kapazitätsengpässe und Engpassmanagement“ (CACM) und die „Richtlinie zur Erzeugungs- und Lastdatenbereitstellungsmethodik“ (GLDPM) ein harmonisiertes, universelles System für den Datenaustausch über Stromerzeugung und Engpassmanagement schaffen. Zu diesem Zweck wurden alle Netznutzer in ganz Europa, darunter natürlich auch die Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energiequellen, aufgefordert, Systemdaten zu übermitteln, wenn ihr System über eine installierte Kapazität von mehr als zehn MW verfügt.

Die verschiedenen Richtlinien werden durch eine Reihe von Netzcodes ergänzt. Die Grid Codes sind ein wichtiger Bestandteil der EU-Verordnung 2017/2095 und regeln marktliche und technische Rahmenbedingungen der Stromversorgung. Die Grid Codes wurden in der EU-Verordnung 714/2009 festgelegt und sind seit 2016 für alle europäischen Marktteilnehmer bereits rechtsverbindlich.

Die acht verschiedenen Grid Codes lassen sich in drei Gruppen einteilen:

• Anschluss-Codes: Technische Mindestanforderungen für den Netzanschluss von Verbrauchern, Erzeugern und Bilanzkreisverantwortlichen
• Markt-Codes: Leitlinien für Engpassmanagement, Kapazitätszuweisung und Ausgleich zwischen Bilanzgruppen
• Operationelle Codes: Detaillierte Richtlinien für den Betrieb des Übertragungssystems in verschiedenen Netzzuständen (Normalzustand, Notfall, Stromausfall und Wiederherstellungsphase).