Die Ideen und Ziele der Verbändevereinbarung im täglichen Fahrplan- und Bilanzkreismanagement sind grundsätzlich umsetzbar, insbesondere aber im Bereich der Regelenergie und im Naturalausgleich sind Anpassungen zwingend erforderlich.
Die Liberalisierung des Energiemarktes in Deutschland erfordert von allen Marktteilnehmern eine veränderten Strategie bei der Energiebeschaffung und der praktischen Umsetzung der Handels- und Liefergeschäfte. Die raschen Veränderungen bei den jeweils gültigen Rahmenbedingungen, die in der Verbändevereinbarung, im GridCode, im DistributionCode und in den Netznutzungskonditionen geregelt sind, sowie die fehlenden Erfahrungen, erschweren diese Bestrebungen.
Darüber hinaus haben viele Marktteilnehmer, beispielsweise Stadtwerke, erst mit dem Aufbau eigener Handelseinrichtungen begonnen oder auf Grund ihrer Größe den Entschluss gefasst, das Stromhandelsgeschäft Partnern zu übertragen, die die personellen und technischen Voraussetzungen bereits erfüllen. Für eine effiziente Strombeschaffung ist darüber hinaus die Erstellung einer Lastprognose erforderlich, um bedarfsgerecht am Markt einzukaufen und geforderte Fahrpläne erstellen zu können.
Die gegenwärtige Situation ist durch zwei grundsätzliche Problemstellungen gekennzeichnet: Zum einen konzentriert sich der internationale und nationale Stromhandel vorrangig auf Standardprodukte im Stundenraster, während die Kunden ihre Bedarfsplanung, die Betriebsführung und das Netzregime im Viertelstundenzeitraster organisiert haben, um die Betriebsführung sichern zu können. Daraus resultiert das Problem, dass Kundenwünsche und das Marktangebot nicht kongruent sind und in den einzelnen Handelshäusern entsprechende Mechanismen entwickelt werden müssen, die die Lastgänge der Kunden in handelstypische Produkte und Komplementärfahrpläne zerlegen. Geeignete Fahrplanmanagementsysteme müssen Module enthalten, die diese Aufgabe erfüllen. Während Standardprodukte von allen Marktteilnehmern gehandelt werden, sind für das Handling der Komplementärfahrpläne in ihrem Portfolio nur wenige Partner vorbereitet.
Zum anderen befindet sich der Markt immer noch in der Übergangsphase von der ersten zur zweiten Verbändevereinbarung (VV II), was sich auf die Abwicklung von Handelsgeschäften störend auswirkt. Die Rolle der Regionalversorger wurde in der VV II unzureichend berücksichtigt, so dass bei der Belieferung von Kunden die Fragen der Messwertbereitstellung und die Zuordnung von Kunden und Lieferanten Probleme aufwerfen. Während die Verbundunternehmen auf der Höchstspannungsebene die Regeln des neuen GridCode umgesetzt haben und anwenden, sind Regionalversorger dazu oftmals noch nicht in der Lage und bereit.
Generell unbefriedigend sind die komplizierten Regularien zur Toleranzbandbemessung, zum Naturalausgleich und zur Regelenergieabwicklung, die die in der VV II festgelegten Handlungsfreiheiten der Marktteilnehmer erheblich einschränken.
Für die Realisierung der Liefer- und Handelsgeschäfte sind Bilanzkreise einzurichten und Fahrplananmeldungen beim jeweiligen Regelnetzbetreiber gemäß VDEW-Richtlinien vorzunehmen. Diese Anmeldungen müssen alle saldierten Geschäfte innerhalb der Regelzone beinhalten. Eine Saldierung ist notwendig, um den tatsächlichen vorzeichenbehafteten Lastfluss aller Einzelgeschäfte zwischen den Handelspartnern dem Netzbetreiber mitzuteilen. Um der Forderung nach ausgeglichenen Salden bei Handelsgeschäften im Bilanzkreis nachzukommen, sind Überschuss- oder Fehlmengen für jede Viertelstunde des Folgetages über sogenannte externe Fahrpläne glatt zu stellen. Dieser Mengenaustausch erfolgt aus eigenen Bilanzkreisen regelzonenüberschreitend oder innerhalb des Bilanzkreises durch Regelenergie des Netzbetreibers.
Neben einer geeigneten Softwareunterstützung erlangt der Fahrplanabgleich zwischen allen Handelspartnern entscheidende Bedeutung für eine fehlerfreie Fahrplanerstellung. Dabei ist nicht nur eine Abstimmung der gesamten Energiemengen von Bedeutung, sondern bei mehreren komplexen Einzelgeschäften auch von einzelnen Leistungswerten.
Neben den oben dargestellten Aufgaben spielen zunehmend auch indirekte Faktoren eine beachtenswerte Rolle. So wird beispielsweise die Auswahl des Bilanzkreises für die Abwicklung von Geschäften durch die Regelenergiekosten mitbestimmt, die der Netzbetreiber vorgibt. Ein weiteres Entscheidungskriterium sind die vorliegenden Bilanzkreisverträge der einzelnen Netzbetreiber, die ebenfalls bei der Auswahl der genutzten Bilanzkreise eine entscheidende Rolle spielen.
Dr. Thomas Heider ist Leiter Technik/Netzmanagement bei der KomStrom AG
Die Kom-Strom AG, Leipzig, wurde Ende 1998 gegründet. Aktionäre sind unter anderen die Stadtwerke München, die Stadtwerke Leipzig und die Stawag. Das Unternehmen kauft und verkauft im Kurzfristhandel je nach Marktlage Spotmengen von elektrischer Energie als Grundlast oder Spitzenlast für den nächsten Tag oder als Grund- oder Spitzenlast für die nächste Woche. Im Mittelfristhandel kauft und verkauft die Kom-Strom elektrische Energie als Bandlieferung (Monats-, Quartals-, Halbjahres-, Jahresbänder) für Grund- und Spitzenlast. Zum Produktprogramm gehören auch Fahrplanlieferungen und individuelle, auf die Kundenbedürfnisse zugeschnittene Lieferungen von elektrischer Energie.
