Problemkind: Regelarbeitsmarkt
Der Wettbewerb auf dem neuen Regelarbeitsmarkt kommt nicht in Fahrt
Der Regelarbeitsmarkt zeichnet sich seit seiner Einführung in erster Linie durch fehlende Liquidität aus. Wiederholt wurden Höchstpreise bis hin zum technischen Maximum von 99.999 €/MWh geboten und auch bezuschlagt – ohne dass sich das Stromnetz in einer kritischen Situation befunden hätte. Zur Schadensbegrenzung hat die BNetzA die Preisgrenze gesenkt.
24.03.21
Der Regelarbeitsmarkt zeichnet sich seit seiner Einführung in erster Linie durch fehlende Liquidität aus. Wiederholt wurden Höchstpreise bis hin zum technischen Maximum von 99.999 €/MWh geboten und auch bezuschlagt – ohne dass sich das Stromnetz in einer kritischen Situation befunden hätte. Zur Schadensbegrenzung hat die BNetzA die Preisgrenze gesenkt.
Mit der Einführung des Regelarbeitsmarkts (RAM) im November 2020 werden Regelleistung und Regelarbeit getrennt ausgeschrieben. Während sich die Preise für Regelleistung, die bei Einführung des RAM auch kurzfristig angestiegen waren, rasch wieder auf ein wettbewerbliches Niveau eingeschwungen haben, ist dieser Vorgang auf dem RAM bisher ausgeblieben. Das mittlere Preisniveau blieb in allen Qualitätsstufen für Regelenergie unverändert hoch, da wiederholt Höchstpreise bis hin zum technischen Maximum geboten und auch bezuschlagt wurden. Bei Abruf von Regelenergie auf diesem Preisniveau sind über den Ausgleichsenergiepreis (AEP) hohe finanzielle Schäden möglich, wenn Bilanzkreise Ausgleichsenergie benötigen.
So zahlten am 02.12.2020 die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für positive Sekundärreserve teilweise mehr als 60.000 €/MWh. Dies führte zu einem AEP von knapp 16.000 €/MWh für Bilanzkreisverantwortliche, die an diesem Tag zwischen 10:30 Uhr und 10:45 Uhr unterdeckt und auf positive Regelenergie angewiesen waren. Insgesamt lagen die viertelstündlich angegebenen AEP an diesem Tag zwölfmal jenseits von 1.000 Euro. Auch eine Überdeckung konnte zwischenzeitlich teuer werden: Am 21.12.2020 wurden bis zu 6.500 €/MWh fällig, wenn negative Regelenergie eingesetzt werden musste.
Die wiederholt hohen Preise gelten als Folge einer mangelnden Liquidität auf dem RAM, die sich konkret an der niedrigen Anzahl der freien Gebote zeigt. Freie Gebote sind Gebote am RAM, denen vorher kein Leistungspreisgebot vorausgegangen ist. 60 Prozent der positiven Regelenergie sind zufolge der BNetzA von einem Anbieter dominiert. Die geringe Liquidität zeigt sich auch an dem geringen Angebotsüberhang (einstelliger Prozentbereich) auf dem RAM im Vergleich zum Regelleistungsmarkt, der deutlich überzeichnet ist, wie auf dem Stakeholderworkshop der ÜNB Ende Februar gezeigt wurde.
Dies hat die BNetzA zur Absenkung der Preisobergrenze (POG) auf 9.999 €/MWh veranlasst, die ab 19.01.2021 wirksam wurde. Das Wettbewerbsniveau hat sich seither nicht signifikant verbessert. Waren die ÜNB anfangs noch der Hoffnung, dass einige potenzielle Anbieter ihre IT-Anbindung noch nicht abgeschlossen haben und der Wettbewerb sich nach und nach verbessern wird, zeigten sie sich beim Workshop weniger optimistisch. Der Haupttenor des Workshops war diesmal die von den ÜNB oft wiederholte Vermutung, dass das Marktdesign eines parallel zum Intraday-Markt stattfindenden RAM möglicherweise gescheitert sei. Die Aussicht auf relativ sichere Erlöse auf dem Intraday-Markt im Vergleich zur geringen Abrufwahrscheinlichkeit von Geboten auf dem RAM lässt letzteren für potenzielle Anbieter unattraktiv erscheinen. Dieser Effekt ist selbstverstärkend mit der Erwartung der Marktteilnehmer auf hohe AEP. Dadurch würden diese noch sorgfältiger bilanzieren, um Ausgleichsenergie zu Höchstpreisen zwingend zu vermeiden, so dass der Bedarf an Ausgleichsenergie sinkt, und damit auch die Abrufwahrscheinlichkeit im RAM und die Erlösmöglichkeit für potenzielle Anbieter.
Mit Blick auf die geplante Einführung des Zielmarktdesigns und Inbetriebnahme der europäischen Plattformen für Regelenergie im Jahr 2022 drängt die Zeit, die Liquidität zu verbessern. Ohne Wettbewerb auf dem deutschen RAM würde es keinen Beitritt Deutschlands zu diesen Plattformen geben. Folglich muss erneut regulatorisch nachgebessert werden. Dabei ist die wahrgenommene Diskontinuität im Markt, verursacht durch die hohe Frequenz an regulatorisch bedingten Anpassungen am Marktdesign, bereits jetzt sehr hoch. Entwickelte Methoden und Strategien für die erfolgreiche Bewirtschaftung eines Regelenergieportfolios können kaum auf ihren Erfolg hin getestet werden. Dafür existiert kein ausreichend langes Zeitfenster. Vor allem kleinere Stadtwerke sind dadurch der Auffassung, dass der erwartete Nutzen die Kosten und Aufwendungen für eine Teilnahme am Regelarbeitsmarkt nicht aufwiegt. Mit Blick auf die zukünftig kürzeren Ablauf- und Reaktionszeiten durch die Einführung des Zielmarktdesigns gilt dies umso mehr.
Ein funktionierender Wettbewerb durch eine politisch gewünschte Vielfalt auf den Energiemärkten kann nicht erreicht werden, wenn Märkte geschaffen werden, die sich als zu komplex herausstellen, um von den Akteuren bedient zu werden, für die sie ursprünglich konzipiert waren.
Keep it smart and simple! Dieses Prinzip muss in Zukunft viel stärker berücksichtigt werden. Andernfalls wird dieser Markt den finanzstärksten Unternehmen überlassen.