Von Winfried Anslinger
Der Ausbau von Wind, PV und Bioenergiekapazitäten greift mittlerweile tief in die technischen und wirtschaftlichen Regelmechanismen der Strommärkte ein. Unerwünschte Folgen sind u.a. Netzengpässe, negative Strompreise und die Abregelung von EEG Anlagen, die für nicht verkauften Strom entschädigt werden müssen. Auch haben Fehlanpassungen Zusatzkosten verursacht. All dies treibt die Strompreise für Endkunden hoch, während Großabnehmer weitgehend verschont bleiben.
Es besteht großer Handlungsbedarf. Im Oktober 2014 hat das Wirtschaftsmininsterium (BMWi) ein Grünbuch herausgegeben, welches eine Reihe von Vorschlägen zur Diskussion stellte. Teilweise wurde heftig darum gestritten. Es gab 700 Stellungnahmen.
Seit Juli liegt nun ein Weißbuch vor, welches Grundlinien für den künftigen energiepolitischen Kurs der Bundesregierung zeichnet und zum Jahresende in ein Artikelgesetz münden soll. Dieses „Strommarktgesetz“ wird auch das Energiewirtschaftsgesetz ändern und eine Reihe weiterer Gesetze und Verordnungen beeinflussen.
Was steht zu erwarten?
Das BMWi bekennt sich in seinem Weißbuch zu einem neuen Strommarktdesign 2.0, welches zwar keinen Bruch mit dem Bisherigen vollzieht, jedoch tiefgreifende Neuerungen bringt. An erster Stelle stehen Flexibilisierungen, wonach Wind und Solarparks, die nur fluktuierend einspeisen können, besser ins Versorgungssystem eingebunden werden sollen. Das starre System aus Grund, Mittel und Höchstlast aus der Ära zentralistischer Stromversorgung gehört endgültig der Vergangenheit an. Das neue „energy only“ – System setzt auf dezentralere Strukturen und schneidert dafür ein passendes Marktmodell. Dabei kann man auf das schon gut funktionierende Ineinandergreifen von langfristigen Terminmärkten, kurzfristigen Spotmärkten und Regelenergiemärkten zurückgreifen. Dieses Gerüst wird umgebaut und ergänzt durch neue Marktprodukte. Auf der technischen Seite wird das Ganze durch eine Kapazitätsreserve abgesichert, welche als Fangnetz fungiert, falls die Marktmechanismen einmal versagen. Diese zusätzliche Sicherheitsreserve nimmt nicht am normalen Marktgeschehen teil, um die Preise nicht zu verzerren und wird über die Bilanzkreisverantwortlichen finanziert.
Ansonsten werden alle aktuellen und künftigen Kapazitäten zur Erzeugung, wie zur Verteilung von Strom, durch „gelenkte“ Marktmechanismen refinanziert. Kostenseitig hält sich der Staat also weitgehend zurück. Das erstaunt, wenn man vergleicht, wie viel Steuergeld in andere Infrastrukturbereiche fließt wie Fernstraßen und Breitbandausbau.
Drei Grundsätze sind für das BMWi handlungsleitend:
- Grundsatz: Am Einspeisevorrang für die Erneuerbaren wird grundsätzlich festgehalten, auch wenn er nicht mehr ausdrücklich genannt wird. Man vertraut den Marktgesetzen, welche Wind und Sonnenstrom einen quasi natürlichen Vorrang einräumen, da beide Energiearten keine variablen Kosten verursachen. Demgegenüber wird fossil und atomar erzeugte elektrische Arbeit durch Brennstoff und erhöhte Lohnkosten belastet. So können z.B. Windparks fast zu jedem Preis einspeisen, während Gas oder Kohlekraftwerke bei Strom-Überangebot eher still liegen.
Für die Biogasverstromung existiert dieser Vorteil freilich nicht, weil deren Grundkosten noch über denen fossiler Anlagen liegen. Was aus den zahlreichen Anlagen im ländlichen Raum wird, wenn sie aus der EEG Regelung fallen, bleibt unerwähnt. Immerhin erzeugen sie derzeit ca. 7 % unserer Bruttostrommenge. Ähnliches gilt für die KWK Anlagen. Deren Regelenergiepotential wird nicht gewürdigt und es fehlen adäquate Investitionsanreize.
- Grundsatz: Die Netze müssen stark ausgebaut werden. Das wird die Konflikte um Stromtrassen befeuern. BI s argumentieren, die Trassen dienten weniger der Energiewende als der Absicherung konventioneller Großkraftwerksparks, die einen schwunghaften grenzüberschreitenden Stromhandel betreiben wollen. In welchem Umfang der Ausbau tatsächlich notwendig ist, wird nicht ergebnisoffen diskutiert.
- Grundsatz: Produktion und Verbrauch müssen in ganz neuen Dimensionen synchronisiert werden. Dies erfordert erhebliche Eingriffe in die bisherigen Abläufe: Dynamisierungsmaßnahmen sollen den Strommarkt beweglicher machen. Neue Marktregeln sollen Investitionsströme umlenken und Marktverhalten ändern. Alles soll durch marktwirtschaftliche Mechanismen erreicht werden, die über Preissignale und Anreize die nötigen technischen und organisatorischen Innovationen auslösen. Ob dies ausreicht, ein hochkomplexes System so umzusteuern, dass es künftig mit weniger Reibungsverlusten funktioniert, muss die Zukunft zeigen. Die Energiewende wird auf diesem Weg zum Experimentierfeld für marktgläubige Technokratiekonzepte.
Konkret werden 20 Maßnahmen vorgeschlagen:
- Die Strompreise bilden sich künftig allein am Markt. Staatliche Eingriffe unterbleiben. Ob sich das im europäischen Verbund durchsetzen lässt, steht dahin. Wie soll man z.B. die vielfachen Subventionen beim französischen Atomstrom identifizieren? Und werden die am Markt gebildeten Preise ausreichen, um beispielsweise Windparkbetreiber zu Neuinvestitionen zu ermutigen?
- Die Bundesnetzagentur hält künftig die Bilanzkreisverantwortlichen, das sind die ÜNB und die Verteiler (z.B. Stadtwerke) zu mehr Bilanzkreistreue an, indem sie die Vorhaltekosten für Regelleistung auf diese umlegt. Das stärkt die Versorgungssicherheit, indem die Akteure realistischere Erzeugungs- und Lastprognosen erstellen. Dadurch wird der Regelenergiebedarf niedrig gehalten, was über niedrigere Ausgleichsenergiekosten allen zugutekommt.
- Die Bilanzkreise werden künftig viertelstündlich abgerechnet. Dafür braucht es entsprechende Produkte am Spotmarkt, die mittlerweile verfügbar sind und rege gehandelt werden. Auch das spart teure Regelenergie, die bisher noch häufiger als nötig langfristig bestellt wird.
- Netze und Stromhandel sollen stärker europäisiert werden. Dazu wäre eine Vielzahl von Regeln zu harmonisieren. Dazu liegt bisher nur eine englischsprachige Absichtserklärung vor. Hier ist Skepsis angebracht. Auch die Kuppelstellen zu den „elektrischen Nachbarn“ sollen ausgebaut werden. Derzeit können darüber bis zu 20 GW, also etwa ein Drittel unserer Normallast, transportiert werden. Ob ein europäischer Stromhandel einen fairen Wettbewerb zwischen Erneuerbaren und vielfach subventionierten konventionellen Energien ermöglicht?
- Auf den Regelleistungsmärkten soll mehr Wettbewerb her. Dazu sind neue Anbieter zu zertifizieren. Statt konventionelle Kraftwerke auf Verdacht hochzufahren, sollen z.B. Speicher, flexible Verbraucher, KWK und sogar EEG Anlagen als zuverlässige Regelleistungsanbieter auftreten dürfen. Die eingesetzten Produkte sollen flexibler und in kleineren Zeitscheiben gehandelt werden. Auch Großverbraucher und Anbieter, die eine Anzahl kleiner Akteure bündeln, sollen Zugang bekommen.
- Die Netze werden ausgebaut, finanziert über Netzentgelte. Über den Umfang wird allerdings gestritten, weil große Marktteilnehmer wie Eon und RWE an ihren gewohnten Makrostrukturen festhalten wollen. Das bedeutet: Fortschreibung der Kohleverstromung an Altstandorten, z.B. Lausitz und Rheinland, ergänzt durch neue Megawindparks auf See. Solche Systemarchitekturen setzen zusätzliche neue Großtrassen voraus, bedingen aber neue Abhängigkeiten, Zentralität und höhere Störanfälligkeit. Die Verfechter dezentraler Strukturen argumentieren demgegenüber mit höherer Redundanz, regionaler Wertschöpfung und CO 2 Einsparung durch geringere Übertragungsverluste – während erstere wiederum Kostenvorteile durch niedrigere Investitionskosten und geringeren Redispatchbedarf ins Feld führen. Auch über den Umfang der konventionellen Mindesterzeugung wird debattiert. Greenpeace und die Nordländer argumentieren, vermehrter KWK Ausbau und erweiterte Flexibilitätsprämien, z.B. bei Biomasseanlagen, könnten den Bedarf drastisch senken. Der Streit ist nicht entschieden.
- Großverbraucher können künftig die Netze entlasten, indem sie, statt Lastspitzen zu erhöhen, durch Lastverlagerung Regelleistung bereitstellen. Die „besonderen Netzentgelt“sregelungen werden entsprechend angepasst. Daneben ergibt sich durch ihren Markteintritt die Möglichkeit, mit entsprechenden Futures zu handeln und so durch marktdienliches Verhalten Extraeinnahmen zu erzielen.
- Die „vermiedenen Netzentgelte“ für KWK und EEG Anlagen werden bei Neubauten ab 2021 gestrichen. Dafür werden z.B. die Kosten für die Anbindung der offshore Anlagen auf alle umgelegt. Auch die Kosten der Übertragungsnetze werden umgelegt und regional gleichmäßiger verteilt. Dies bedeutet eine deutliche Benachteiligung dezentraler Strukturen. Zudem zahlen alle Verbraucher die Versorgungssicherheit der Großabnehmer mit.
- Elektromobile und Notstromaggregate werden künftig ins Lastmanagement der Netze einbezogen. Letzteres war lange überfällig, doch wie Elektroautos als Zwischenspeicher funktionieren und zugleich betriebsbereit gehalten werden sollen, erschließt sich nicht.
- Im „Sommer 2015“ soll ein Verordnungspaket zur Einführung von smart metering in Kraft treten. Die innovativen Stromzähler sind unverzichtbar, wenn die Nachfrage flexibilisiert werden soll. Ob damit die jahrelangen Verzögerungen behoben sind, muss sich zeigen. Frühestens 2017 werden sie bei Großverbrauchern eingebaut. Wer die Kosten trägt, bleibt umstritten.
- Zur Begrenzung der Netzausbaukosten wird eine Spitzenkappung von 3 %, für EEG Anlagen eingeführt, für die betroffene Betreiber zu entschädigen sind. Sinnvoll, so lange „power to gas“ Techniken und Batterien noch zu teuer sind.
- Die Mindesterzeugungsquote aus konventionellen Energiequellen, die bisher zur Systemstabilität nötig war, wird reduziert, da andere Optionen zur Verfügung stehen und Kohlestrom z.B. den Ausbau der Erneuerbaren behindern könnte. Lastmanagement, Verbund und Fangnetze sichern das System in ausreichendem Maße technisch, Marktmechanismen, Wetterderivate und Futures federn es wirtschaftlich ab.
- Das Ausbauziel der KWK wird auf 25 % der thermischen Stromerzeugung begrenzt. Damit die Anlagen sich besser in den Strommarkt integrieren, soll deren Flexibilisierung durch Wärmespeicher gefördert werden. Ein weiteres Förderprogramm soll bei der Umstellung von Kohlefeuerung auf Gas helfen. Allerdings sind die derzeitigen Randbedingungen kaum geeignet, den KWK Anteil zu heben. Es wäre eine Erhöhung des KWK Zuschlags nötig und eine gerechte Honorierung der Bereitstellung von Ausgleichsleistung.
- Auf einer Online Plattform sollen künftig alle relevanten Strommarktdaten öffentlich zugänglich sein.
- Die Versorgungssicherheit erscheint durch das etablierte Bilanzkreis und Ausgleichsenergiesystem gewährleistet, weil die Bilanzkreisverantwortlichen im Fall von Abweichungen hohe Ausgleichsenergiebeiträge zahlen müssen. Das freie Agieren der Marktteilnehmer stellt über Preisanreize sicher, dass Angebot und Nachfrage sich meist entsprechen. Durch die Preisfreigabe sind bei Abweichungen Preisspitzen möglich, aber auch politisch gewollt, weil sie wirtschaftliche Anreize für die rechtzeitige Vorhaltung von backup Kapazitäten setzen. Nur in Extremfällen kämen Reservekapazitäten zum Einsatz. Zusätzliche Sicherheit bietet die ständige Überwachung sowohl der nationalen Situation, als auch der Lage in den Nachbarländern.
- Die genannten Marktmechanismen sollen, so die Erwartung, den Aufbau zusätzlicher konventioneller Stromerzeugungsanlagen weitgehend überflüssig machen, was eine gute Nachricht ist.. Als „Ultima Ratio“ wird schließlich die Kapazitätsreserve in Höhe von 5 % der Jahreshöchstlast (= 4 GW) geschaffen, welche aus konventionellen Altkraftwerken besteht, die nicht mehr am Marktgeschehen teilnehmen. Sie soll Notfälle absichern. In der Praxis bedeutet dies allerdings, dass in teilkritischen Situationen schmutzige Braunkohlekraftwerke in Bereitschaft versetzt werden, um im Bedarfsfall einzuspringen. Deren „Mindestteillast“ bläst dann viel Dreck in die Luft. Das soll so bleiben bis 2020. Alternativ könnte man auch an Lastabwürfe in Engpasssituationen denken. Dies setzte allerdings eine Diskussion über die Bedeutung von Versorgungssicherheit als „öffentlichem Gut“ voraus. Dazu fehlt dem BMWi der Mut.
- In Süddeutschland gibt es derzeit eine zusätzliche „Netzreserve“, die der Absicherung dient, sollten dort die Netze nach Stilllegung der AKWs „schwächeln.“ Während die Kapazitätsreserve ausgeschrieben wird, muss die Netzreserve von den ÜNB in direkten Verhandlungen kontrahiert werden. Die Kapazitätsreserve wird hinterher auf alle Stromkunden umgelegt, die Netzreserve muss von den Bilanzkreisverantwortlichen bezahlt werden, die somit hoch motiviert sind, rechtzeitig ausreichende Strommengen zu beschaffen. Falls Seehofer weiter den Trassenbau in sein Land behindert, können diese Kosten noch über das Jahr 2023 hinaus anfallen und zur Ausbildung von 2 Preiszonen im Land führen.
- Als Teil der Reservelösung für Süddeutschland sollen ab 2021 noch 2 GW an schnell verfügbarer, schwarzstartfähiger Kapazität neu geschaffen werden. Diese soll hoch flexibel verfügbar sein. Wenn unsere Landesregierung auf Zack ist, könnte hier eine Chance für das von uns konzipierte Pumpspeicherwerk im Nordschacht liegen.
Zusätzlich betrachtet das Weißbuch längerfristig wirksame Entwicklungen. Dabei identifiziert man folgende Handlungsfelder:
- Die weitere Entwicklung bewegt sich im Rahmen eines „europäischen Zielmodells“, welches intraday Markt, day ahead Markt, Ferntransportrechte und grundlegende Marktregeln europäisch verzahnt. Daraus können sich nachträglich Preisverzerrungen und Abhängigkeiten ergeben.
- Die Förderung von EEG Anlagen wird weiterhin gedeckelt. Der Zwang zur Direktvermarktung gilt schon seit 2014. Künftig müssen die Anlagen ihre Produktion viertelstündlich genau anmelden und für Abweichungen gerade stehen. Was für Biogasanlagen und Wasserkraftwerke gut vorstellbar ist, passt für Wind und Solarparks garnicht. Da sie neben dem Wetterrisiko künftig das volle Marktpreisrisiko tragen müssen, wird der Neubau von Anlagen wahrscheinlich ganz in die Hände bekannter Großerzeuger gehen, die solche Imponderabilien europaweit streuen können. Auch wird bei der Eigenstromnutzung die Belastung von EEG Anlagen mit der Umlage bremsend wirken.
- Die Umstellung des Fördersystems auf Ausschreibungsmodelle benachteiligt kleine Anbieter eklatant und führt endgültig zurück ins oligopole System. Die grünen Umweltminister fordern deshalb, Projekte bis zu 6 MW von der Ausschreibung auszunehmen.
- Teilweise abgefedert werden die genannten Wirkungen durch die Wiederbelebung des Emissionshandels, ohne dass jedoch konkrete Vorgaben über Mindestpreise für CO 2 Zertifikate gemacht werden. Auch wird der europaweite Stromhandel die Preise für EEG Anbieter leicht stabilisieren und zugleich die EEG Umlage senken helfen.
- Künftig wird Strom eine wachsende Rolle im Wärme und Mobilitätsmarkt spielen und auch für industrielle Prozesse vermehrt eingesetzt. Mit Wärmepumpen und Speichern, Elektromobilen und Sektorkoppelungen lassen sich große Synergiepotentiale heben. Zusammen mit Effizienztechniken und Dämmungen, können hohe Beiträge zur Emissionsminderung erzielt werden. Wer diese Potentiale heben will, muss allerdings in den Markt eingreifen und gezielte Einführungsprogramme auflegen.
Insgesamt zeigt das Weißbuch einen möglichen Weg ins künftige Energiezeitalter.
Die Systemstabilität bleibt auch bei wachsenden Grünstromanteilen gewährleistet. Ob – und wie – auf diesem Weg einmal eine 100 % Versorgung erreicht werden kann, ist allerdings noch nicht erkennbar. Dazu fehlen wichtige Elemente wie Speicher und Netzintelligenz. Für die Zukunft wird entscheidend, ob die neuen Regeln genügend Innovationskraft freisetzen, um die fehlenden technischen Bausteine zu entwickeln und wirtschaftlich zu machen, oder ob falsche Anreize gesetzt sind, die wieder in alte Strukturen führen. Da wird künftig noch einiges nachzubessern sein.
Leider kommen die kleinen Akteure – Bürgerenergievereine, mittelständische Firmen, Handwerker, Gemeindewerke – im neuen System nicht gut weg. Sie müssen altbekannten Großerzeugern den Vortritt lassen. Ob ein System, das zu sehr auf europäische Großkonzerne wie E.on und EDF setzt, preisgünstig und gemeinwohlorientiert Versorgungssicherheit garantieren kann, erscheint mir zweifelhaft. Dagegen spricht die Verwundbarkeit von HGÜ Trassen durch Naturkatastrophen und Terroranschläge und die historischen Erfahrungen mit der Atomindustrie.
Für uns stellt sich die Aufgabe zu verhindern, dass dieses Marktmodell irgendwann als „alternativlos“ erscheint. Ein Ökostrommodell ist es nicht. Daher werden wir uns auch künftig in die Diskussionen einmischen müssen.
