Wettbewerb um Flexibilität in den neuen Strommarktdesigns

Download PDF
(c) BBH

(c) BBH

Wie kann man durch mehr Flexibilität die Netze stabiler machen? In unserer Reihe unter der Überschrift „Stabilität durch Flexibilität“ haben wir uns bisher zunächst mit der Verbraucherseite beschäftigt: In Teil 1 ging es mit dem Demand-Response-System und der Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLastV) um zwei interessante Möglichkeiten, den Energieverbrauch flexibler zu machen. In Teil 2 haben wir darüber nachgedacht, dass man eigentlich Flexibilität durch einen Energie-FlexScore einheitlich messbar machen müsste. In unserem heutigen  Teil 3 widmen wir uns nun der Erzeugerseite.

Erzeugungskapazität als Flexibilität

In unserem bisherigen Elektrizitätssystem sind es die Erzeuger, die klassischerweise Flexibilität bereitstellen. Sie stellen im Idealfall nicht mehr Strom her, als sie verkaufen können, und das wiederum hängt von der Prognose ab, wie viel die Endkunden verbrauchen werden. Diese Prognose wird immer akkurater, und auf den Spotmärkten wird die gekaufte Erzeugung kurzfristig an sie angepasst. Auch die Regelenergie wird klassisch von Kraftwerken bereitgestellt, die ihre Produktion hoch – oder runterregeln – je nach dem physikalischen Bedarf des Netzes. Das alles setzt aber voraus, dass mindestens so viel Erzeugungskapazität zur Verfügung steht, wie maximal gleichzeitig gebraucht wird. Dazu kommen Sicherheitsaufschläge, denn a) manche Kraftwerke stehen manchmal nicht zur Verfügung, und b) man weiß ja nie.

Heute haben wir genug Erzeugungskapazitäten, die vielfach noch aus „alten“ Zeiten stammen. Aber es gibt Befürchtungen, dass dem zukünftig nicht mehr so ist. In der letzten Zeit haben daher verschiedene Seiten Strommarktmodelle vorgeschlagen, die es für Stromerzeuger profitabel machen, größere Erzeugungskapazitäten (Back-up-Kapazitäten) vorzuhalten. Vor allem die technisch am flexibelsten einsetzbaren Gaskraftwerke stehen im Mittelpunkt der Überlegungen.

Einigkeit besteht darin, dass sich der Kosten- und Investitionsaufwand für die Bereitstellung von Back-up-Kapazitäten im derzeitigen Strommarktdesign jedenfalls auf Dauer nicht lohnen wird. Was tun? Die Antwort könnten Modelle sein, die man als Kapazitätsmechanismen/-märkte oder als Strommarktdesign bezeichnet.

Märkte für ErzeugungsFlexibilität?

Alle großen diskutierten Modelle, seien sie vom BDEW, WWF, VKU oder GEODE, sehen wettbewerbliche Komponenten vor:

Das BDEW-Modell, entwickelt von Consentec, will eine strategische Reserve vorsehen, die in einem Auktionierungsverfahren ausgeschrieben und kontrahiert werden soll.

Das WWF-Modell, im Wesentlichen entwickelt vom Öko-Institut und LBD, will einen so genannten fokussierten Kapazitätsmarkt errichten, der als wettbewerbliche Komponente auch Auktionierungen von Kapazitäten beinhaltet.

Nach den Ausschreibungen gibt es in beiden Modellen aber keine Möglichkeit, die Flexibilität weiter zu handeln. Genau das plant das VKU-Modell von enervis und BET – als ein Teilelement:  So genannte Leistungszertifikate sollen die Fähigkeit, gesicherte Leistung bereitstellen zu können, verbriefen. Damit soll ein Leistungsmarkt als umfassender Kapazitätsmarkt organisiert werden, an dem alle Anbieter gesicherter Leistung (z. B. konventionelle Kraftwerke, KWK-Anlagen, Speicher) teilnehmen können, solange sie für längere Zeiträume (d. h. Monate bzw. Jahre) im Voraus gesicherte Leistung garantieren können. Diese Leistungszertifikate sind handelbar und müssen von Großkunden, Händlern und Energievertrieben (als Agenten kleiner Verbraucher) in dem Umfang erworben werden, in dem sie Strom gesichert beziehen wollen. (Der Vorteil von Demand Response in diesem Modell wäre übrigens, dass man sich die Kosten für die Leistungszertifikate sparen kann, wenn man seinen Verbrauch flexibel anpassen kann.)

Das GEODE-Modell schließlich will Flexibilität marktbasiert durch das Spiel von Angebot und Nachfrage nach gesicherten, flexibel abrufbaren Kapazitäten erreichen. Dazu werden die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen verpflichtet, ihre produzierten Strommengen direkt zu vermarkten. Durch die Direktvermarktungspflicht müssten alle in Deutschland produzierten Erneuerbare-Energien-Strommengen unmittelbar in die Händlerbilanzkreise der direkt erwerbenden Stromhändler eingestellt werden. Da die Bilanzkreisverantwortlichen dazu verpflichtet sind, die Ausgeglichenheit des eigenen Bilanzkreises zu gewährleisten, besteht nach dem GEODE-Modell eine Nachfrage für sicher zur Verfügung stehende und flexible Kapazität aus konventionellen Erzeugungsanlagen. Damit würde die Kapazitätsvorhaltung bepreist und langfristig ein flexibler Kapazitätsmarkt geschaffen.

Plan vs. Wettbewerb?

Ein immer wieder gehörter Kritikpunkt nicht nur am heutigen Strommarkt, sondern auch an den neuen Strommarktdesigns ist der der Überplanung der Energiewirtschaft. Aus der Sicht eines Energieunternehmens schrumpft der unternehmerische Spielraum immer weiter. Deshalb wünschen sich viele, dass sich der Strommarkt auf eine Weise weiterentwickelt, die mehr wettbewerbliche Komponenten erlaubt und in der der Markt Angebot und Nachfrage selbst reguliert. Stattdessen nimmt man den Staat als denjenigen wahr, der wesentliche wirtschaftliche Vorgaben trifft – was er natürlich tun muss, wenn die Versorgungssicherheit gefährdet ist. Aber jeder Plan, heute zu bestimmen, welche Kapazitäten welcher Art man in fünf, zehn oder mehr Jahren braucht, basiert auf Annahmen und Hochrechnungen, die regelmäßig von der Wirklichkeit innerhalb kurzer Zeit obsolet gemacht werden.

Das würde dafür sprechen, eine Flexibilitätslösung zu schaffen, die nur das Ziel von ausreichender Flexibilität vorgibt, es aber den Marktteilnehmern überlässt, wie das Ziel zu erreichen ist.  Das spräche für Modelle, wie sie VKU und GEODE vorgestellt haben. In der Fachwelt gibt es aber auch Bedenken: Solange bei den Stromerzeugern Planungsunsicherheiten bestehen, weil sie nicht wissen, welche Preise der Markt für „Leistung“ bzw. „Flexibilität“ in zehn oder 20 Jahren zu zahlen bereit ist, werden sie nicht Milliarden in Kraftwerksneubauten investieren, die sich nur über Jahrzehnte amortisieren können.

Genügend Diskussionsstoff bleibt.

Diese Themen werden wir auf unserem Parlamentarischen Abend zum Thema „Stabilität durch Flexibilität – Was braucht das Energiesystem übermorgen?“ am 16.5.2013 erörtern. Dort bietet sich bestimmt die Möglichkeit, über die verschiedenen vorgeschlagenen Modelle, aber auch das Thema Netzstabilität allgemein zu diskutieren.

Ansprechpartner: Prof. Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau