Nach Schließung des Gates endet die marktbasierte Möglichkeit zur Positionsanpassung. Von diesem Punkt an, Der Netzausgleich liegt in der Verantwortung des ÜNB. Um diese zu erfüllen, beschaffen die ÜNB Reserven (Zusatzleistungen) vorab erfassen und in Echtzeit aktivieren. Die Kosten dieses Ausgleichs werden auf diejenigen zurückgeführt, die das Ungleichgewicht verursacht haben – über die Ausgleich von Ungleichgewichten Mechanismus.
Für einen Optimierer repräsentiert diese Marktschicht sowohl a Einnahmequelle (Bereitstellung von Rücklagen) und a Kostenbelastung (Ungleichgewichtsgebühren). Für beide ist es wichtig, sein Design zu verstehen.
Der europäische Ausgleich folgt dem Strombilanzierungsrichtlinie (EB GL, EU 2017/2195), das die Reserven in vier standardisierte Produkte harmonisiert, geschichtet nach Aktivierungsgeschwindigkeit:
Jedes Reserveprodukt wird anhand mehrerer Dimensionen definiert, die für die Optimierung wichtig sind:
| Dimension | FCR | aFRR | mFRR | RR |
|---|---|---|---|---|
| Aktivierungssignal | Lokale Frequenzmessung (dezentral) | AGC-Sollwert vom TSO (zentral, kontinuierlich) | Manueller Versandauftrag vom TSO | Vom ÜNB geplant |
| Symmetrisch/Asymmetrisch | Symmetrisch (muss sowohl ↑ als auch ↓ bereitstellen) | Asymmetrisch (getrennte ↑- und ↓-Produkte) | Asymmetrisch | Asymmetrisch |
| Kapazität vs. Energie | Nur Kapazität (MW-Verfügbarkeit) | Kapazität (MW) + Energie (MWh aktiviert) | Kapazität (MW) + Energie (MWh aktiviert) | Nur Energie (einige Märkte) |
| Mindestgebotsgröße (DE) | 1 MW | 1 MW | 1 MW | — |
| Volle Aktivierungszeit | 30 Sekunden | 5 Minuten | 15 Minuten | 30 Minuten |
| Anhaltende Dauer | ≥ 15 Minuten (bis zur Linderung durch aFRR) | Bis zur Deaktivierung durch AGC | Solange versandt | Wie geplant |
Die Reserven werden über beschafft zwei getrennte Mechanismen:
Der ÜNB kauft die Recht zur Aktivierung – eine Verpflichtung, verfügbar zu sein. Die Zahlung erfolgt über a Kapazitätspreis (€/MW/Periode).
| Produkt | Beschaffungszeitrahmen | Auktionshäufigkeit (DE-Beispiel) | Vertragsdauer |
|---|---|---|---|
| FCR | D-1 (täglich) | Tägliche Auktion (gemeinsam DE/AT/NL/BE/FR über PICASSO/MARI-Vorgänger) | 4-Stunden-Blöcke |
| aFRR-Kapazität | D-1 (täglich) | Tägliche Auktion | 4-Stunden-Blöcke |
| mFRR-Kapazität | D-1 (täglich) | Tägliche Auktion | 4-Stunden-Blöcke |
Beim ÜNB eigentlich aktiviert Für die reservierte Kapazität wird der Anbieter vergütet Energie geliefert (€/MWh). Dadurch entstehen zwei Einnahmequellen:
Der EB GL schreibt europaweite Plattformen für die grenzüberschreitende Aktivierung vor und schafft so eine einzige Merit Order für alle ÜNB:
Grenzüberschreitende Aktivierung von aFRR-Energie. Die ÜNB übermitteln ihre lokalen aFRR-Energiegebote einer gemeinsamen Merit Order. Die günstigsten Gebote werden unabhängig vom Standort zuerst aktiviert (abhängig von der grenzüberschreitenden Kapazität).
Preis: marginal (Pay-as-cleared) pro 15-Minuten-ISP. Go-Live: 2022–2024 (gestufter Beitritt).
Grenzüberschreitende Aktivierung von mFRR-Energie. Gemeinsame Merit Order für manuelle Reserven; Der ÜNB verteilt den günstigsten verfügbaren mFRR grenzüberschreitend.
Preis: marginal (Pay-as-cleared) pro 15-Minuten-ISP. Standardprodukt: 15 Min. FAT, min. 1 MW. Go-Live: 2022–2024 (gestuft).
Gemeinsam FCR-Kapazität Beschaffung in DE, AT, NL, BE, FR, CH, DK, SI. Einzelne tägliche Auktion für symmetrische FCR-Kapazität.
Preis: marginal (Pay-as-cleared). Tägliche Auktion bei D-1. Reduziert das insgesamt benötigte FCR-Volumen (geografische Diversifizierung von Frequenzabweichungen).
Grenzüberschreitende Aktivierung von RR-Energie. Nicht alle Länder nehmen teil (DE verwendet RR nicht). Aktiv in FR, ES, PT, UK und anderen Ländern.
Nach der Lieferung jeweils Bilanzverantwortliche Partei (BRP) wird auf der Grundlage ihres Ungleichgewichts abgerechnet – der Differenz zwischen ihrer vertraglichen/geplanten Position und ihrer tatsächlich dosierten Einspeisung/Entnahme.
Der Ausgleichsenergiepreis spiegelt die Grenzkosten des ÜNB für die Wiederherstellung des Gleichgewichts wider – abgeleitet aus den Aktivierungspreisen auf PICASSO/MARI.
| Preise für einzelne Ungleichgewichte | Duale Ungleichgewichtspreise | |
|---|---|---|
| Design | Ein Preis für alle Ungleichgewichte (Long- und Short-Abwicklung zum gleichen Preis) | Unterschiedliche Preise für Long- und Short-Positionen (Spanne zwischen ihnen) |
| Signal | Belohnt Ungleichgewichte, die dem System helfen (z. B. Long sein, wenn das System Short ist) | Ungleichgewicht wird unabhängig von der Richtung immer bestraft |
| Anreiz | Fördert den passiven Ausgleich – Spekulationen über die Systemrichtung sind möglich | Reiner Anreiz zum Ausgleich; keine Belohnung für „Helfen“ |
| Annahme | NL, BE, DE (seit 2022), die meisten EB GL-ausgerichteten Märkte | Vermächtnis; werden im Zuge der Harmonisierung schrittweise abgeschafft |
Ergebnis: Kurze BRPs zahlen MEHR als DA, wenn das System knapp ist. Lange BRPs erhalten WENIGER als DA, wenn das System lang ist. Der Ungleichgewichtspreis erhöht die Kosten, die entstehen, wenn man auf der falschen Seite steht. Wenn Sie auf der RECHTEN Seite sind (lang, wenn das System kurz ist), profitieren Sie – dies ist der passive Ausgleichsanreiz bei der Einheitspreisgestaltung.
Für einen Anlagenoptimierer stellen Reserven eine separate Einnahmequelle dar, die über reine Energiemärkte hinausgeht. Die wichtigsten Kompromisse:
| Entscheidung | Abtausch | Hängt davon ab |
|---|---|---|
| Sich auf FCR festlegen oder Energie in DA verkaufen? | FCR-Kapazitätsumsatz vs. DA-Energiemarge. FCR sperrt Ihre Kapazität symmetrisch – Sie können sie nicht zur Energiegewinnung nutzen. | Erwarteter DA-Spread vs. FCR-Kapazitätspreis. Batterie-SoC-Management (symmetrisch = 50 % SoC). |
| aFRR-Kapazität anbieten oder für Ausweis behalten? | aFRR-Kapazitätszahlung + potenzielle Energiezahlung vs. Intraday-Preiserfassung. | Erwartete ID-Volatilität; Aktivierungswahrscheinlichkeit; Risikopräferenz. |
| Bei Energiegeboten ein hohes oder ein niedriges Gebot abgeben? | Niedriges Gebot → wahrscheinlicher aktiviert (höhere Energieeinnahmen). Hohes Gebot → weniger Aktivierung, aber die Optionalität bleibt erhalten. | Grenzkosten des Vermögenswerts; erwartetes Aktivierungsvolumen; Merit-Order-Position. |
| Ungleichgewichtsrisiko akzeptieren oder absichern? | Lassen Sie eine Position bewusst offen, wenn ein günstiger Ausgleichsenergiepreis zu erwarten ist (passiver Ausgleich). | Prognose der Richtung des Systemungleichgewichts; Risikotoleranz; behördliche Kontrolle. |
Formell für eine Batterie oder ein flexibles Asset:
Vorbehaltlich: Kapazitätsgrenzen, Ladezustandsdynamik, Einschränkungen der Reservequalifikation, Mindestverfügbarkeitsdauer, symmetrische Bereitstellung (FCR), Rampenraten usw.
wobei q = Energievolumen, r = reservierte Kapazität, p = Preise, b = Beschaffungsblöcke und E[qAkt] = erwartetes Aktivierungsvolumen (stochastisch).
Nicht jeder Vermögenswert kann jede Reserve bereitstellen. ÜNB legen fest Präqualifikationstests:
| Produkt | Wichtige technische Anforderungen | Typische qualifizierte Vermögenswerte |
|---|---|---|
| FCR | Frequenzproportionale Reaktion innerhalb von 30 Sekunden; Dauer ≥15 Min.; symmetrisch; Droop-Einstellung 200 MHz Totzone | Batterien (ideal), Wasserkraft, Demand-Response-Pools, thermisch (begrenzt) |
| aFRR | Folgen Sie dem 4-Sekunden-AGC-Signal; vollständige Aktivierung innerhalb von 5 Minuten; mindestens 1 MW; Telemetrie an den ÜNB | Wasserkraft, GuD, Batterien, Industrielasten, aggregierte Pools |
| mFRR | Reagieren Sie auf den manuellen Versand; vollständige Aktivierung innerhalb von 15 Minuten; mindestens 1 MW | OCGTs, Demand Response, Diesel-Backup, Batterien, Pumpspeicherkraftwerke |
| RR | Geplante Aktivierung; 30-Minuten-Rampe; längere Dauer | Großes Thermal-Pumpwasserkraftwerk |
Mit dieser Lektion können Sie nun ein MW vom Vertrag bis zur Abrechnung verfolgen:
Jahre im Voraus ──── Monate im Voraus ──── D-1 ─────── D (Lieferung) ──── Echtzeit ──── Abwicklung
│ │ │ │ │ │
Forward Futures DA-Auktion ID-Handel Ungleichgewicht
Verträge (EEX) (EUPHEMIA) (SIDC/lokal) Aktivierungspreise
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Absicherungsvolumen Formprofil Zeitplan und Anpassung für TSO aktiviert BRP zahlt/
& Preisrisiko in Blöcke Referenzprognose FCR→aFRR→mFRR erhält für
Preisaktualisierungen Rest Δ
│ │ │ │ │ │
←──── Finanz-/Risikomanagement ────→ ←─ Physische Terminplanung ─→ ← Verwaltet →
Reservebeschaffung (Kapazität): ────── D-1-Auktion ────── Festgelegte 4-Stunden-Blöcke ──→
Reserveaktivierung (Energie): ──────────────────────── Echtzeit-Versand ─────→
Zum rechtlichen Rahmen und harmonisierten Produktdefinitionen:
Verordnung (EU) 2017/2195 der Kommission – Stromausgleichsleitlinie. Erhältlich unter: EUR-Lex
Dabei handelt es sich um die Verordnung, die PICASSO, MARI, standardisierte Produkte und die Umstellung auf eine einheitliche Preisgestaltung für Ungleichgewichte vorschreibt. Alle nationalen Umsetzungen leiten sich daraus ab.
Zur empirischen Analyse der Ausgleichsenergiepreise und ihres Zusammenhangs mit der Reserveaktivierung:
Ocker, F. & Ehrhart, K.-M. (2017). „Das ‚deutsche Paradoxon‘ auf den Regelenergiemärkten.“ Bewertungen zu erneuerbaren und nachhaltigen Energien, 67, 892–898. — Analysiert strategisches Verhalten bei Kapazitätsauktionen.
Für Plattformspezifikationen:
ENTSO-E PICASSO-Dokumentation | ENTSO-E MARI-Dokumentation
Was ist die Hauptfunktion von aFRR im Vergleich zu FCR?
Bei der Einzelungleichgewichtspreisgestaltung erhält ein BRP, der long (übergeneriert) ist, wenn das System short ist, Folgendes:
Warum erfordert die Einstufung einer Batterie in FCR die Aufrechterhaltung eines Ladezustands von etwa 50 %?
PICASSO und MARI verbessern die Auswuchteffizienz vor allem durch:
Für einen flexiblen Vermögensoptimierer besteht die grundlegende Herausforderung der Reservemärkte darin:
Rechtliches: Impressum