Stichwort zur Energiewende: Strommarktdesign

aktuelles Stichwort

Was ist eigentlich ein … Strommarktdesign?

Die Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes, d.h. die Zulassung von Wettbewerb, die Reduzierung staatlicher Regulierungen und die Öffnung des Marktes für neue Anbieter, erfolgt in Deutschland seit 1999. Davor gab es Gebietsmonopole und staatlich genehmigte Preise. In der damaligen Zeit konnten ohne Wettbewerbsdruck mehr Kraftwerke gebaut werden, als unbedingt benötigt wurden, um damit die Versorgungssicherheit jederzeit zu gewährleisten. Aber nun herrscht Wettbewerb. Kraftwerksneubauten lohnen sich nur, wenn die Strompreise hoch genug sind.

Hinzu kommt, dass Sonne, Wind und andere erneuerbare Energien nach und nach die Kohle- und Kernenergie ersetzen. Auf diesem Weg sind die erneuerbaren Energien bereits so erfolgreich, dass sie die gesteckten Ziele mehr als erfüllen und zu bestimmten Zeiten im Tagesverlauf bereits die konventionelle Stromerzeugung über Kohle- und Atomkraftwerke erheblich verdrängen. Dies ist ein Grund, warum konventionelle Kraftwerke, die in diesen Zeiten aufgrund des Einspeisevorrangs der erneuerbaren Energien ihre Produktion drosseln müssen – und damit unwirtschaftlicher werden. Zudem ist der Strompreis, den die konventionellen Erzeuger an der Börse erzielen können, in den letzten Jahren erheblich gesunken. Auch dies hängt wesentlich mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien zusammen, die sehr niedrige Betriebskosten haben und daher die Strompreise drücken.

Damit stellt sich erstmals – nicht nur in Deutschland – die Frage, ob zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit Neuinvestitionen in Kraftwerke im freien Wettbewerb überhaupt ausreichend und rechtzeitig rentierlich getätigt werden können. Denn obwohl sich wie geschildert unsere gesamte Stromversorgung verändert, werden wir auch mittelfristig noch sehr anpassungsfähige und emissionsarme konventionelle Kraftwerke benötigen, damit die Versorgungssicherheit auch in Zeiten mit sehr wenig Wind und Sonne jederzeit gewährleistet ist.

Zur Klärung der Frage, ob wir dafür gerüstet sind, müssen wir das Strommarktdesign genauer betrachten, also jene Rahmenbedingungen und Regeln, unter denen Strom erzeugt und verkauft wird.

An der Börse werden nicht nur Aktien gehandelt – sondern auch Strom. Für den deutschen Markt ist der Handelsplatz die European Energy Exchange, kurz EEX in Leipzig, für Europa die European Energy Exchange in Paris, der EPEX SPOT. Händler kaufen und verkaufen hier standardisierte Produkte in einem transparenten Verfahren. Es gibt drei verschiedene Märkte: 

     

  • Auf dem Terminmarkt verkaufen Stromhändler Lieferungen bis zu sechs Jahre im Voraus. 
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  • Auf dem Day-Ahead-Markt werden Stromlieferungen für den nächsten Tag gehandelt. Anbieter und Nachfrager müssen ihre Gebote jeweils bis um 12 Uhr des Vortags abgeben. 
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  • Und schließlich noch der Intra-Day-Handel: Hierbei kann Strom sehr kurzfristig gehandelt werden, oft in Zeitspannen von einer Viertelstunde. An der Börse endet dieser sogenannte Intra-Day-Handel erst 45 Minuten vor der tatsächlichen Lieferung.
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Drei Optionen für den Strommarkt

Derzeit werden die Kraftwerksbetreiber also nur für die tatsächlich erzeugten Strommengen entlohnt, nicht aber für die Vorhaltung von Kraftwerkskapazität. Doch wie lange wird sich diese Art des Stromhandels ohne zusätzliche Unterstützung der Kraftwerkskapazität noch halten? Eines ist klar: Mehr erneuerbare Energien bedeuten höhere Anforderungen an die Flexibilität des Strommarktes. Wir brauchen also sicher verfügbare Kraftwerkskapazitäten welche die schwankende Erzeugung aus Wind und Sonne ausgleichen können.

Wie ein künftiger Strommarkt aussehen könnte, beschreiben diese drei Optionen. 

     

  1. Energy-only-Markt (EOM): Bezeichnet den Strommarkt, so wie wir ihn heute vor Augen haben. Kurz gesagt: Kraftwerke erhalten im freien Wettbewerb nur Geld, wenn sie tatsächlich laufen und produzierte Kilowattstunden an einen Kunden liefern. 
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  3. Dezentraler Leistungsmarkt: Stromkunden müssen festlegen, wie viel Menge an Stromerzeugung für einen ganz konkreten Zeitpunkt in der Zukunft in einem ganz konkreten Kraftwerk für sie garantiert reserviert sein soll. Dementsprechend müssen sie sich mit Zertifikaten (Reservierungen) eindecken. Solche Zertifikate können Kraftwerksbetreiber verkaufen und damit zusätzliche Einnahmen erzielen. 
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  5. Kapazitätsmarkt in verschiedenen Gestaltungsformen: Eine zentrale staatliche oder staatlich kontrollierte Instanz schreibt die benötigte Kraftwerkskapazität aus. Darum bewerben können sich bereits gebaute und/oder auch noch zu bauende Kraftwerke, Anbieter, die mit ihren Kunden (etwa Industrie- und Gewerbebetriebe) vereinbart haben, dass diese Ihre Stromabnahme über kurze Zeiten den zur Verfügung stehenden Strommengen anpassen können (Minderung oder Erhöhung des Verbrauchs, das sogenannte Lastmanagement) und Betreiber von Speichern.
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Im Sommer 2016 hat die Bundesregierung das Strommarktgesetz verabschiedet. Darin wird am Prinzip des Energy-only-Markts festgehalten. Ein Kapazitätsmarkt wird nicht eingeführt. Abgesichert wird der deutsche Strommarkt durch eine Reihe von Kraftwerksreserven. Das sind Kraftwerke, die bereits vorläufig stillgelegt worden sind, aber immer dann einspringen können, wenn die Versorgungslage es verlangt. Mehr dazu unter www.bmwi.de/Redaktion/DE/Dossier/strommarkt-der-zukunft.html

Weiterführende Links:

Wie entwickeln sich die notwendigen Kapazitäten in den nächsten Jahren in Süddeutschland, bundesweit und auch unter Berücksichtigung des europäischen Umfeldes? Wann und in welchem Umfang entsteht also konkreter Handlungsbedarf? Zu diesen Fragen hat das Umweltministerium Baden-Württemberg eine Studie erstellen lassen.

http://energiewende.baden-wuerttemberg.de/de/wissen/nachschlagen/stichwort-zur-energiewende/stichwort-zur-energiewende-strommarktdesign/