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Strommärkte in Einklang bringen

Text: Dr. Christoph Maurer, Consentec, Bettina Gehbauer-Schumacher für Consentec
Energy-Only- oder Kapazitätsmarkt, noch immer wird kontrovers diskutiert, wie das Strom­system in Deutschland und Europa künftig funktionieren soll. Ein Gleichgewicht kann sich nur einstellen, wenn die EU-Mitgliedsstaaten auf nationale Eingriffe verzichten.

Die Klimaschutzziele, der Netzausbau sowie die Förderung von erneuerbaren Energien (EE) und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wirken sich direkt auf den Strommarkt aus. Da nicht immer der Wind bläst oder die Sonne scheint, muss diese wachsende Volatilität ausgeglichen werden. Die Regeln des Strommarkts, also das Strommarktdesign, sollen künftig eine zuverlässige und kosteneffiziente Versorgung sicherstellen. Wie sich der Markt zwischen möglichen Überschüssen und Engpässen entwickelt und welche Maßnahmen sinnvoll sind, wird kontrovers diskutiert.

Das BMWi (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) hat sich dazu bekannt, das bestehende Marktdesign zum Strommarkt 2.0 weiterzuentwickeln, wie im Ergebnispapier „Ein Strommarkt für die Energiewende“ – dem Weißbuch – zu lesen ist. Hiermit lehnt das Ministerium den Kapazitätsmarkt ab und favorisiert einen liberalisierten, europäischen Strommarkt. Dabei lässt sich die intensive Debatte über das richtige Strommarktdesign nicht nur auf die – in der Debatte bisher dominierende – Frage reduzieren, ob ein Kapazitätsmarkt notwendig ist.

Weitgehender Konsens ist, die Koordinationsfunktion des Strommarkts zu stärken, vor allem der Kurzfristmärkte. Dies geschieht zum Beispiel durch die verpflichtende Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Quellen und die weitere Öffnung der Regelenergiemärkte. Die diesbezüglichen Vorschläge des BMWi im Weißbuch wurden allgemein positiv aufgenommen. Allerdings lässt der mittlerweile vorliegende Gesetzentwurf noch viele Umsetzungsfragen offen.

Uneinigkeit besteht darüber, wie ausreichende Erzeugungskapazitäten über den Energy-Only-Markt (EOM) nachhaltig zu finanzieren sind. Beim EOM wird explizit nur die gelieferte Strom­menge vergütet und nicht das Bereitstellen von Kapazitäten, um Lücken zu decken. Dabei geht es im Kern nicht um die Frage, ob ein EOM-Design Versorgungssicherheit garantieren kann. Die theoretische Funktionalität des EOM wird von den meisten Befürwortern eines anderen Marktdesigns nicht bestritten. Relevant ist vielmehr die Frage, ob die im Folgenden genannten Voraussetzungen für eine Investitionssteuerung über den EOM in der Praxis erfüllt werden können.

Einen entscheidenden Part in der langfristigen Umgestaltung der Strommärkte spielt der ordnungspolitische Rahmen. Dabei ist insbesondere relevant, wie stark der Staat aktiv in die Gestaltung der Energieversorgung eingreifen wird. Ein erfolgreicher EOM erfordert eine grundsätzliche Planbarkeit der energiepolitischen Rahmenbedingungen und eine Selbstbeschränkung hoheitlichen Handelns. In einem solchen System wird dem Markt nicht nur die Rolle der Preisfindung, sondern auch einer umfassenden, technologieneutralen Lösungssuche übertragen.

Wesentliche Entwicklungen des deutschen Strommarkts sind durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von 2014 planbar. Es legt erstmals verbindliche Ausbaukorridore und Mengensteuerungen für das bevorzugte Einspeisen von Strom aus erneuerbaren Quellen ins Netz fest – beispielsweise eine jährliche Begrenzung des Zubaus von Solarenergie auf 2,5 Gigawatt (GW) und von Biomasse auf 100 Megawatt (MW). Damit wird sich auch die durchschnittliche Vergütung von derzeit etwa 17 Cent pro Kilowattstunde (kWh) für neue Anlagen auf rund zwölf Cent/kWh reduzieren. Eine staatlich festge­legte Einspeisevergütung gibt es seit August 2014 nur noch für EE-Anlagen bis 500 kW installierter Leistung, ab 2016 sinkt dieser Wert auf 100 kW. Alle Betreiber von größeren Neuanlagen müssen ihren Strom selbst vermarkten. Ab 2017 sollen technologiespezifische Ausschreibungen von EE-Anlagen auf eine stärker wettbewerbliche Preisfindung abzielen.

Das Vertrauen der Marktteilnehmer in die Wirksamkeit von Marktmechanismen stärkt auch das im vorliegenden Referentenentwurf zum Strommarktgesetz enthaltene Bekenntnis zur Akzeptanz von Preisspitzen. Kritisch zu sehen ist in diesem Zusammenhang aber der direkte Eingriff des Staates in den Erzeugungsmix über das Klimasegment der Kapazitäts- und Klimareserve.

Die Annäherung an ein Marktgleichgewicht im Strommarkt 2.0 wird sich in mehreren Phasen vollziehen. Zunächst müssen Überkapazitäten in der Erzeugung abgebaut werden: Dies betrifft insbesondere die Stilllegung von alten, wenig effizienten Anlagen wie Steinkohle- und Gas-Kraftwerken sowie die vorübergehende Stilllegung neuerer Anlagen, vor allem auf Gas-und-Dampf-Basis. Neue Investitionen in Erzeugungskapazitäten sind in dieser Phase unwahrscheinlich.

Überkapazitäten in der Erzeugung abbauen

In der zweiten Phase wird ein erster Investitionsbedarf entstehen, vermutlich eher im Ausland als in Deutschland. Durch nationale Kapazitätsmechanismen kann er auch Grundlastkraftwerke umfassen, deren Refinanzierung nicht an einzelnen Preisspitzen hängt. Auch in Deutschland können in dieser Phase seltene, in extremen Situationen auftretende Preisspitzen zusätzlichen Flexibilitätsbedarf signalisieren. Um diesen zu decken, werden nicht unbedingt neue Kraftwerke benötigt. Stattdessen sind im Strommarkt 2.0 innovative Lösungen gefragt, um in Zeiten extrem hoher wie extrem niedriger Einspeisung von Wind- und Sonnenenergie die Netze stabil zu halten. Ein Schlüssel hierfür kann das Demand-Side-Management (DSM) sein: Großverbraucher reduzieren bei hoher Stromnachfrage im Netz den Bedarf ihrer Anlagen. Umgekehrt erhöhen sie bei geringer Nachfrage kurzfristig ihren Verbrauch. Sie sollen zukünftig ihre Flexibilitätspotenziale auch leichter an den Regelleistungsmärkten vermarkten können.

In einer dritten Phase werden schließlich auch in Deutschland neue Kraftwerksinvestitionen getätigt. Konventionelle und unkonventionelle Spitzenlastkapazitäten werden sich in vergleichsweise wenigen Einsatzstunden refinanzieren müssen. Die Investition in solche Kraftwerke – basierend auf der Erwartung von Preisspitzen – ist deshalb mit hohen Rendite­chancen, aber auch hohen Risiken verbunden. Es wird spannend zu beobachten sein, ob die bisherigen Akteure auf dem Energiemarkt wie die klassischen Energieversorger als Investoren auftreten oder dieses Geschäft von neuen Akteuren mit anderer Risikopräferenz übernommen wird.

Die Häufigkeit von Preisspitzen, deren Höhe und damit letztendlich die Vermeidung von „Boom-and-Bust-Zyklen“ auf dem Energiemarkt hängen unter anderem von der Erschließung des auf Basis verschiedener Studien sehr großen Leistungsvermögens des DSMs ab. Dabei gilt grundsätzlich: Je mehr DSM-Potenzial genutzt werden kann, desto einfacher wird der Weg zu einem neuen Marktgleichgewicht. Um diesen – vermutlich dynamisch verlaufenden und nicht exakt planbaren – Übergang abzusichern, kann das von der Bundesregierung vorgesehene Instrument einer eng begrenzten Kapazitätsreserve, also einer Vorhaltung von zum Beispiel andernfalls stillzulegenden Kraftwerken außerhalb des Markts, sinnvoll sein. Dabei ist entscheidend, die Kapazitätsreserve so auszugestalten, dass sie die Preissignale des Markts und damit die Handlungen der Marktteilnehmer möglichst nicht beeinflusst.

Europäische Herausforderung

Ein Gleichgewicht im Strommarkt kann sich langfristig nur grenzübergreifend mit vielen Akteuren einstellen. Die Möglichkeiten der nationalen Energiepolitik, zu einem konsistenten und nachhaltig erfolgreichen Strommarktdesign beizutragen, sind deshalb begrenzt. Fehlende Koordination auf internationaler Ebene kann zu Effizienzverlusten, wenn nicht sogar zu einem Marktversagen führen. Die im Juni 2015 in Luxemburg abgegebene gemeinsame Erklärung der Energieminister Deutschlands und der deutschen Nachbarländer – inklusive Norwegen und der Schweiz – mit einem expliziten Bekenntnis zum ungehinderten Wettbewerb im Strommarkt und zum Verzicht auf Preisobergrenzen, ist deshalb ein wichtiger Schritt für einen uneingeschränkten, effektiven Strom-Binnenmarkt. Dennoch bleiben große Herausforderungen, wie die weitgehend unkoordinierte Einführung von Kapazitätsmechanismen in großen EU-Mitgliedsstaaten zeigt, zum Beispiel im Vereinigten Königreich und Frankreich. Diese Kapazitätsmechanismen werden mittelbar auch auf den deutschen Strommarkt wirken, unter anderem als neue regulatorische Unsicherheit, die die Marktteilnehmer in ihr Handeln und ihre Entscheidungsfindung einbeziehen müssen. Gegebenenfalls bietet der von der EU-Kommission angestoßene Prozess der Schaffung einer Energieunion die Möglichkeit, nationale Energiepolitik besser zu koordinieren. Dies dürfte aber nicht ohne einen faktischen Verzicht der Mitgliedsstaaten auf Souveränitätsrechte funktionieren.

Effiziente Systemregelung

Ziel des künftigen Strommarktdesigns muss die Suche nach effizienten Lösungen sein, die bei der neuen Herausforderung helfen, ein permanentes Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage zu schaffen und zwar in einem weniger planbaren, großenteils auf dargebots-abhängigen erneuerbaren Energien basierenden Elektrizitätsversorgungssystems. Der Schlüssel hierzu ist ein fairer und offener Wettbewerb aller erzeugungs- und verbrauchsseitigen Flexibilitätsoptionen wie konventioneller Kraftwerke, Speicher und DSM. Das bisherige System setzt grundsätzlich richtige Anreize, die es zum Strommarkt 2.0 weiterzuentwickeln gilt. Dabei sind nicht nur Detailfragen, unter anderem zum Netzausbau und zu Netzentgelten, zum Regelreservemarkt, zum Ausgleichenergiesystem sowie zur europäischen Koordination der Energiepolitik, zu beantworten. Die Energiewende fordert auch eine zunehmende Kopplung von Erzeugern und Verbrauchern über die Sektorgrenzen Strom, Wärme und Verkehr hinweg.

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