Flexibilität

In einem Energiesystem mit stark schwankendem Stromangebot müssen alle Register gezogen werden, damit Angebot und Nachfrage immer ausgeglichen sein.

Die Energiewende stellt das Stromsystem vor große Herausforderungen. Der Strommix hat sich bereits stark verändert und Erneuerbare Energien haben schon heute einen Anteil von 25 Prozent. Dabei werden insbesondere Wind und Photovoltaik zu den tragenden Erneuerbaren-Technologien des zukünftigen Stromsystems. Das System muss große Mengen dieser volatilen oder fluktuierenden, das heißt nicht-steuerbaren Energieerzeugung integrieren. Entsprechend wird Flexibilität zum zentralen Paradigma des Stromsystems.

Es wird zukünftig vorkommen, dass alleine Wind- und Sonnenanlagen mehr Strom produzieren können als Nachfrage besteht. In anderen Zeiten wiederum werden diese jedoch kaum einen Beitrag an der Stromversorgung leisten. Damit wird die so genannte Residuallast - der Bedarf an noch verbleibender konventioneller Strombereitstellung - weniger gleichmäßig sein als bislang. Die Anforderungen an die verbleibenden Kraftwerke werden daher zunehmend von häufigeren und extremeren Lastwechseln geprägt sein.

Bei hoher Residuallast (bei der eine hohe Stromnachfrage mit einer geringen Produktion von Wind- und Sonnenstrom zusammenfällt) wird es immer wichtiger, dass flexible Erzeuger, Speicher oder auch Stromimporte, insbesondere aber auch flexible Verbraucher, die ihre Stromnachfrage reduzieren, dazu beitragen, Angebot und Nachfrage zur Deckung zu bringen. Im umgekehrten Falle, einer geringen Residuallast (mit niedriger Stromnachfrage, aber hoher Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom) kann es neben Speicherung und Export sinnvoll werden, flexiblen Verbrauch in diese Zeiten zu verlagern.

Im Kern geht es darum, Erzeugung und Verbrauch so gut wie möglich aufeinander abzustimmen und eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Wettbewerbliche Märkte ermöglichen es, über Preissignale sowohl den lang- als auch kurzfristigen Bedarf der benötigten Flexibilität effizient anzureizen. So können Extremsituationen, von schnellen und unerwarteten Lastwechseln sicher bewältigt werden. Die Herausforderung liegt darin, durch unverzerrte Preissignale den Einsatz aller Flexibilitätsoptionen – auf der Angebots- und der Nachfrageseite – optimal, also systemkostenminierend sicherzustellen.

Entsprechend fallen unter den Themenbereich Flexibilität Erzeugungstechnologien wie fossile Kraftwerke, KWK- und Biomasseanlagen (z.B. Absenkung von Mindestleistung, Beschleunigung von Startzeiten, Rampenfähigkeit), Lastmanagement, Sparten übergreifende Techniken wie die Integration von Power to-heat (Strom in Wärme umwandeln, falls im Überfluss vorhanden), Speichertechniken und natürlich die Netze.

Im diskriminierungsfreien Wettbewerb sollten die Optionen aktiviert werden, die den Bedarf am effizientesten decken können.  Die Herausforderung besteht darin, ein Markt- und Regulierungsdesign zu schaffen, welches die Hemmnisse im Bereich der Flexibilität abbaut und ein „Level-Playing-Field“ für den gleichberechtigten Einsatz aller Flexibilitätsoptionen ermöglicht.

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Kernergebnisse

  1. 1

    Ein CO2-Preis ist das Fundament einer wirksamen und kosteneffizienten ­Klimapolitik.

    ­Klimaverträgliche Alternativen werden durch einen CO2-Preis attraktiver und klima­schädigender Energieverbrauch teurer. Bisher existiert ein Preis für den Ausstoß klimaschädigender Gase nur für die vom Europäischen Emissionshandelssystem erfassten Treibhausgas-Quellen aus der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie, nicht jedoch für die erheblichen CO2-Mengen aus dem Verkehrs- und Wärmesektor. Ein CO2-Preis auch in diesen Sektoren schafft wirtschaftliche Anreize zur Emissionsminderung durch Investitionen in klimaschonende Technologien und Verhaltensanpassungen.

  2. 2

    Bei Rückverteilung der Einnahmen aus dem CO2-Preis lassen sich sozial unausgewogene Verteilungswirkungen weitestgehend vermeiden.

    Ein CO2-Preis führt bei den privaten Haushalten zunächst zu Mehrausgaben für Mobilität und Wärme. Bei einem Preis von 50 Euro je Tonne CO2 wird beispielsweise Benzin um circa 14 Cent je Liter teurer, Heizöl um knapp 16 Cent je Liter und Erdgas um etwa 1,2 Cent je Kilowattstunde. Die Rückverteilung erfolgt mittels einer „Klimaprämie“ von 100 Euro pro Kopf und Jahr sowie einer Stromsteuersenkung von rund 2 Cent je Kilowattstunde. Haushalte mit niedrigem Energieverbrauch werden durch eine solche Reform unter dem Strich entlastet, während Haushalte mit hohem Energieverbrauch und Treibhausgasausstoß höhere Kosten zu tragen haben. Untere und mittlere Einkommensgruppen erhalten im Durchschnitt mehr Geld zurück als sie für ihren – vergleichsweise geringen – CO2-Ausstoß zahlen.

  3. 3

    Durch eine gleichzeitige Umwandlung der Entfernungspauschale in ein Mobilitätsgeld werden auch Pendelnde mit niedrigem und mittlerem Einkommen mehrheitlich entlastet.

    Für Haushalte im ländlichen Raum treten keine nennenswerten systematischen Zusatzbelastungen durch die CO2-Bepreisung auf. Durch die an jeden ausgezahlte Klimaprämie profitieren insbesondere größere Haushalte und damit Familien. Auch die meisten Mieterhaushalte zählen zu den Gewinnern.

  4. 4

    Ein Ausgleichsfonds für stark betroffene Haushalte ergänzt das Reformmodell.

    Trotz Rückverteilung der Einnahmen verbleiben auch in den unteren und mittleren Einkommensgruppen noch Haushalte, denen signifikante Zusatzkosten entstehen. Hierfür wird ein aus den CO2-Einnahmen gespeister Ausgleichsfonds in Höhe von etwa 300 Millionen Euro aufgesetzt, durch den diese Belastungen effektiv begrenzt werden können.

  5. 5

    Prioritärer Ansatzpunkt zur Unterstützung betroffener Haushalte sollten allerdings zielgerichtete Programme sein, durch die klimaschonendes Verhalten und eine dauerhafte Minderung des Energieverbrauchs ermöglicht und gefördert werden.

    Dazu zählen beispielsweise Anreizprogramme für klimaeffizientes Heizen und Bauen, Informations- und Beratungsprogramme oder Investitionen in den öffentlichen Verkehr. Hierdurch werden Treibhausgas-Ausstoß und finanzielle Belastung der privaten Haushalte gleichermaßen reduziert. Ein CO2-Preis ist somit nur ein – unverzichtbarer – Baustein einer effektiven und sozial ausgewogenen Klimaschutzstrategie.

Aus Studie : Klimaschutz auf Kurs bringen
  1. 1
  2. 2

    Die anhaltenden Proteste der Gelbwesten sind hausgemacht von der Regierung Macron.

    In den letzten 18 Monaten hat die französische Regierung u.a. die Vermögenssteuer abgeschafft, die pauschalen Sozialbeiträge erhöht, die Wohngeldzuschüssen gesenkt und die Tabaksteuer erhöht. Zusammengenommen mit der Energiesteuererhöhung ohne Ausgleich haben diese Maßnahmen die soziale Schere weiter geöffnet

  3. 3

    Eine CO2-Besteuerung führt zwangsläufig zu Verteilungseffekten, sodass eine Rück-verteilung der Einnahmen für untere Einkommensgruppen zwingend ist.

    Der CO2-Aufschlag auf Energieverbrauch wirkt, wie jede Verbrauchssteuer, regressiv: Haushalte mit nied-rigem Einkommen sind prozentual stärker betroffen als Haushalte mit hohem Einkommen. Dies war auch in Frankreich der Fall. Eine Pro-Kopf-Rückverteilung der Einnahmen oder andere Rück-verteilungsmechanismen sind notwendig, um hier einen Ausgleich zu schaffen.

  4. 4

    Damit eine CO2-Besteuerung auf Akzeptanz stößt, muss sie für den Staatshaushalt aufkommensneutral umgesetzt werden.

    In Frankreich diente der größte Teil der Einnahmen aus dem CO2-Aufschlag auf die Energiesteuern der Haushaltssanierung. Die contribution climat énergie wurde daher von weiten Teilen der Bevölkerung nicht als Klimaschutzmaßnahme anerkannt. Neben dem sozialen Ausgleich ist daher eine Verwendung der Einnahmen für unmittelbar erfahrbare Klimaschutzmaßnahmen nötig.

Aus Studie : Die Gelbwesten-Proteste:
  1. 1

    Eine aufkommensneutrale, CO2-orientierte Reform der Steuern, Abgaben und Umlagen auf Energie ist seit Jahren überfällig – und kurzfristig möglich.

    Strom ist in Deutschland sehr teuer, während Kohle, Öl, Gas, Benzin und Diesel relativ günstig sind. Ökonomen erklären seit langem, dass eine stärkere CO2-Bepreisung zwingend notwendig ist für erfolgreichen Klimaschutz. Eine Reform der seit 15 Jahren nicht geänderten Energiesteuern ist dabei das Mittel der Wahl – bei Strom, Wärme und Verkehr.

  2. 2

    Die Politik hat die Wahl: Zwischen einer kleinen, mittleren und großen Variante – und zwei Optionen zur Rückverteilung der Mittel.

    Die Spanne liegt zwischen 45 und 125 Euro pro Tonne CO2 – mit einer kontinuierlichen Steigerung auf 86 Euro als Mittelvariante (französisches Modell). Im Gegenzug kann der Strompreis massiv gesenkt werden oder ein Pro-Kopf-Energiewendebonus von 120 bis 200 Euro ausbezahlt werden.

  3. 3

    Zur Reform gehört ein „Wechsel-Fonds für die private Energiewende“ für besonders vom CO2-Aufschlag Betroffene.

    Dieser Fonds finanziert besonders Betroffenen den Wechsel hin zu CO2-armen Technologien. Ziel: Im Jahr 2025 sind alle Heizungen mit hohem Ölverbrauch ersetzt durch Sanierung und Heizungsaustausch, alle Viel-Pendler haben ihren Diesel-Pkw gegen ein Elektro-Auto ausgetauscht. Damit werden die CO2-Aufschläge weggespart.

  4. 4

    Ohne eine CO2-orientierte Energiesteuerreform im Klimaschutzgesetz 2019 sind die Energiewende- und Klimaschutzziele 2030 nicht zu erreichen.

    Wenn die Politik sich aufgrund des medialen Verhetzungspotenzials nicht an das Thema herantraut, wird die Energiewende scheitern. Denn gegen falsche Preissignale kann man nicht anfördern.

  1. 1

    Das heutige System von Netzentgelten Steuern, Abgaben und Umlagen auf Strom, Benzin, Diesel, Erdgas und Heizöl gefährdet eine erfolgreiche Energiewende.

    Diese staatlich veranlassten oder regulierten Energiepreisbestandteile führen zu Preisverzerrungen innerhalb der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr und über die Sektorgrenzen hinweg. Wohlfahrtsverluste, Wettbewerbsbehinderung und Ineffizienzen sind die Folge, unnötig hohe Kosten entstehen.

  2. 2

    Kernbestandteil jedweder Reform sollte die wirksame CO2-Bepreisung sein.

    Ein CO2-Mindestpreis im europäischen Emissionshandelssystem und CO2-orientierte Energiesteuern bei gleichzeitigem (teilweisen) Wegfall der EEG- und anderer Umlagen steigern die Wohlfahrt, mindern die Benachteiligung kleiner Haushalte, reduzieren die Wettbewerbsverzerrung bei der Sektorenkopplung und machen die Emissionsminderungsziele erreichbar.

  3. 3

    Eine neue Netzentgeltsystematik minimiert die zukünftigen Systemkosten.

    Die Reform der Stromnetzentgelte kann einen wesentlichen Beitrag leisten, um die Netzkosten insgesamt zu reduzieren und fair zwischen den Netznutzern zu verteilen. Zentrales Element für eine effiziente und kostenminimierende Netznutzung sind zeitvariable Tarifkomponenten.

  4. 4

    Die rechtlichen Hürden der Reformoptionen sind unterschiedlich hoch.

    Die CO2-Orientierung der Energiesteuern und die (Teil-)Finanzierung der EEG-Umlage aus dem Bundehaushalt sind rechtlich grundsätzlich umsetzbar. Bei der EEG-Umlage besteht das Risiko, dass sie EU-rechtlich als Beihilfe eingestuft wird. Der Ausweitung der EEG-Umlage auf Wärme und Verkehr steht rechtlich die fehlende Finanzierungsverantwortung entgegen.

  1. 1

    Deutschland und Frankreich stehen vor dem Hintergrund des Wachstums der Erneuerbaren Energien vor gemeinsamen Herausforderungen bei der Restrukturierung des bestehenden Kraftwerksparks.

    Beide Länder werden die Erzeugung von Wind- und Solarstrom bis 2030 deutlich erhöhen müssen, um ihre Ausbauziele für Erneuerbare Energien zu erreichen. Zur Vermeidung von Stranded Assets ist eine damit einhergehende schrittweise Reduktion konventioneller Kapazitäten unerlässlich.

  2. 2

    In Frankreich bergen der geplante Zubau der Erneuerbaren Energien und die Investitionen zum Erhalt von über 50 Gigawatt Kernkraftkapazität ein großes Risiko von Stranded Assets im Stromsektor.

    Zu wachsenden Stromexporten Frankreichs würde es bereits kommen, wenn das Land mehr als 40 Gigawatt Kernkraftwerke im Jahr 2030 in Betrieb hielte. Zudem würde Frankreich sein Ziel, den Kernenergieanteil im Strommix auf 50 Prozent zu reduzieren, erst nach 2030 erreichen können. Selbst wenn eine Steigerung der französischen Stromexportkapazitäten um 60 Prozent, eine Verdopplung der Interkonnektoren innerhalb der Europäischen Union und eine CO2-Bepreisung von 30 Euro pro Tonne CO2 angenommen werden, wäre die Wirtschaftlichkeit eines Kernkraftwerksparks mit einer Kapazität von über 50 Gigawatt bis 2030 gefährdet.

  3. 3

    Wenn Deutschland seine Klimaziele erreichen will, muss es bis 2030 seine Stromerzeugung aus Kohle halbieren und den Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf 60 Prozent erhöhen.

    In diesem Fall wäre die Bilanz für den grenzüberschreitenden Stromhandel zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern ausgeglichen. Die geplante Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien auf 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs im Jahr 2030 wird dazu beitragen, eine unerwünschte Importabhängigkeit Deutschlands trotz des Kohleausstiegs zu vermeiden.

  4. 4
  1. 1

    Das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung zum Ausbau Erneuerbarer Energien erfordert fast 400 Terawattstunden Strom aus den sauberen Quellen im Jahr 2030.

    Dafür müssen jährlich mindestens fünf Gigawatt Photovoltaikleistung und vier Gigawatt Onshore-Windkraft neu installiert werden. Für die Photovoltaik bedeutet dies eine Verdoppelung des Zubaus, für Onshore-Windkraft das Halten des hohen Niveaus der letzten Jahre. Bei Offshore-Windkraft muss das Ausbauziel für 2030 von 15 Gigawatt auf 20 Gigawatt angehoben werden, gleichbedeutend mit einer Wiederannäherung an die Offshore-Ausbauziele früherer Bundesregierungen.

  2. 2

    Bei Umsetzung eines Zwölf-Punkte-Programms zur Netzmodernsierung kann das deutsche Stromnetz bis 2030 etwa 65 Prozent Erneuerbare Energien aufnehmen.

    Eine Kombination aus technischen Neuerungen, Regionalsteuerung beim Zubau der Erzeugungsanlagen und intelligenter Verteilung der Stromflüsse erlaubt eine gegenüber heute wesentlich höhere Auslastung bestehender Netze.

  3. 3

    Bis 2030 wird das bestehende Stromnetz vom heutigen „Handbetrieb“ auf einen zunehmend automatisierten Netzbetrieb umgestellt.

    Der schrittweise Übergang Richtung Netzsteuerung in Echtzeit erlaubt ebenfalls eine bessere Auslastung vorhandener Netze, ohne Einschnitte bei der Netzsicherheit in Kauf nehmen zu müssen. Die zunehmende Digitalisierung ebnet hierfür den Weg.

  4. 4

    Die im Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) geplanten Gleichstromautobahnen (HGÜ) sollten so dimensioniert werden, dass weitere Großprojekte weder bis 2030 noch danach bis zur Vollendung der Energiewende erforderlich werden.

    Dies bedeutet entweder eine Aufstockung der Übertragungsleistung der geplanten Trassen oder die Verlegung von Leerrohren in diesen Trassen, in die später bedarfsgerecht zusätzliche Kabel eingezogen werden können.

  1. 1

    Deutschland und Frankreich stehen vor dem Hintergrund des Wachstums der Erneuerbaren Energien vor gemeinsamen Herausforderungen bei der Restrukturierung des bestehenden Kraftwerksparks.

    Beide Länder werden die Erzeugung von Wind- und Solarstrom bis 2030 deutlich erhöhen müssen, um ihre Ausbauziele für Erneuerbare Energien zu erreichen. Zur Vermeidung von Stranded Assets ist eine damit einhergehende schrittweise Reduktion konventioneller Kapazitäten unerlässlich.

  2. 2

    In Frankreich bergen der geplante Zubau der Erneuerbaren Energien und die Investitionen zum Erhalt von über 50 Gigawatt Kernkraftkapazität ein großes Risiko von Stranded Assets im Stromsektor.

    Zu wachsenden Stromexporten Frankreichs würde es bereits kommen, wenn das Land mehr als 40 Gigawatt Kernkraftwerke im Jahr 2030 in Betrieb hielte. Zudem würde Frankreich sein Ziel, den Kernenergieanteil im Strommix auf 50 Prozent zu reduzieren, erst nach 2030 erreichen können. Selbst wenn eine Steigerung der französischen Stromexportkapazitäten um 60 Prozent, eine Verdopplung der Interkonnektoren innerhalb der Europäischen Union und eine CO2-Bepreisung von 30 Euro pro Tonne CO2 angenommen werden, wäre die Wirtschaftlichkeit eines Kernkraftwerksparks mit einer Kapazität von über 50 Gigawatt bis 2030 gefährdet.

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    Wenn Deutschland seine Klimaziele erreichen will, muss es bis 2030 seine Stromerzeugung aus Kohle halbieren und den Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf 60 Prozent erhöhen.

    In diesem Fall wäre die Bilanz für den grenzüberschreitenden Stromhandel zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern ausgeglichen. Die geplante Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien auf 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs im Jahr 2030 wird dazu beitragen, eine unerwünschte Importabhängigkeit Deutschlands trotz des Kohleausstiegs zu vermeiden.

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  3. 3

    Bundesnetzagentur und Netzbetreiber sollten Roadmaps für die flächendeckende Einführung der Maßnahmen vereinbaren, verbunden mit klaren Zeitzielen. Etwaige regulatorische und organisatorische Hemmnisse können zügig abgebaut werden.

    Bislang genießen Maßnahmen zur Steigerung der Kapazitäten im Bestandsnetz weder in Genehmigungsprozessen noch in der Umsetzung eine hohe Priorität. Bei entsprechender Fokussierung kann jedoch bis 2021 und 2023 viel realisiert werden.

  4. 4

    Längerfristig ermöglicht die Einführung einer innovativen, automatisierten Systemführung eine ­höhere Auslastung der Stromnetze.

    Kurze Reaktionszeiten durch automatisierte, schnelle Steuerungszugriffe kombiniert mit Online-Dynamic Security Assessment erlauben einen reaktiven, fehlerbasierten Redispatch. Um das hohe Sicherheitsniveau des deutschen Stromsystems aufrechtzuerhalten, sind jedoch noch eine Vielzahl von Fragen zu analysieren und Prozesse zu definieren. Unter Federführung der Bundesnetzagentur sollte schon jetzt eine Roadmap zur Strukturierung und Umsetzung ent­worfen werden, damit diese im Laufe der 2020er Jahre nach und nach umgesetzt werden können.

Aus Studie : Toolbox für die Stromnetze
  1. 1

    Mit kurzfristigen Sofortmaßnahmen können die Kosten für Redispatch und die Abregelung von Erneuerbare-Energien-Strom deutlich gesenkt werden.

    Deshalb gilt es, Sofortmaßnahmen zur höheren Auslastung der Bestandsnetze umgehend auszuschöpfen, um Netzengpässe zu vermeiden, bis der Ausbau der Stromautobahnen realisiert ist. Zudem werden durch diese Maßnahmen auch die Netze benachbarter Staaten entlastet.

  2. 2

    Innovative Sofortmaßnahmen, die kurzfristig Stromleitungen entlasten, sollten aktiver Bestandteil der Netzplanung sein.

    Für diesen kürzeren Zeithorizont – zwei bis vier Jahre – sollte der Prozess der Netzplanung angepasst werden. Kernkriterium hierbei ist, dass die Umsetzung dieser Sofortmaßnahmen nachweislich günstiger ist als die Kosten, die andernfalls aus Redispatch und der Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen resultieren.

  3. 3

    Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen sind heute bereits Stand der Technik, ­werden aber noch viel zu selten eingesetzt.

    Zu den Maßnahmen gehören das Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile und der Einsatz von Querreglern. Genehmigungsverfahren sollten – wo möglich – vereinfacht werden, um eine Beschleunigung der Umsetzung zu erreichen; und die Netzbetreiber sollten sich auf einen klaren Zeitplan für den Rollout der Technologien festlegen.

  4. 4

    Um die Kosten für die Netzeingriffe deutlich zu senken und den Bestand der einheitlichen deutschen Preiszone zu erhalten, ist ein unmittelbar im Koalitionsvertrag verankertes Sofortprogramm „Optimierung der Bestandsnetze“ unumgänglich.

    Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 umgesetzt werden, um noch vor 2020 Wirkung entfalten zu können. Denn beim Netzausbau sind kurzfristige Erfolge notwendig für den Erhalt der einheitlichen deutschen Gebotszone.

Aus Studie : Optimierung der Stromnetze
  1. 1

    Dem Umbau der Braunkohlenwirtschaft kommt bei der Energiewende eine Schlüsselrolle zu.

    Denn Braunkohle ist der klimaschädlichste Energieträger, 46 Prozent der CO₂-Emissionen des Stromsektors gehen auf die Braunkohle zurück – das ist mehr als der CO₂-Ausstoß des gesamten Straßenverkehrs. Die Klimaschutzziele Deutschlands lassen sich ohne eine deutliche Reduktion der Braunkohlenutzung nicht erreichen.

  2. 2

    Die Braunkohlenindustrie war in der Vergangenheit ein bedeutender Wirtschaftsfaktor, hat heute aber nur noch regionalwirtschaftliche Relevanz.

    Während die Braunkohlenindustrie im 20. Jahrhundert für die Energieversorgung in West- und Ostdeutschland zentral war, spielt sie für die deutsche Volkswirtschaft heute eine untergeordnete Rolle. Für die drei Förderreviere im Rheinland, in Mitteldeutschland und in der Lausitz ist sie jedoch von hoher regionalwirtschaftlicher Bedeutung, die über die Zahl der insgesamt rund 19.000 aktiv Beschäftigten hinausgeht.

  3. 3

    Braunkohlekraftwerke stehen derzeit unter starkem ökonomischen Druck.

    Aufgrund der niedrigen Börsenstrompreise können neuere Braunkohlekraftwerke zwar die Betriebskosten des Kraftwerks und der angeschlossenen Tagebaue decken, jedoch nicht mehr die Kapitalkosten der Investition. Für ältere Braunkohlekraftwerksblöcke lohnen sich größere Erhaltungs- oder Erweiterungsinvestitionen in den liefernden Tagebauen nicht mehr. Sobald bei diesen Tagebauen fixe Betriebskosten in größerem Umfang reduziert werden können, ist eine Stilllegung wirtschaftlicher als der Weiterbetrieb.

  4. 4

    Der Braunkohlenbergbau ist durch ein hohes Maß an langfristig angelegter Regulierung und Planungsprozesse gekennzeichnet.

    Ökologische und energiewirtschaftliche Anpassungen müssen deshalb frühzeitig und über einen Prozess vorausschauender Strukturveränderungen gestaltet werden.

  1. 1

    Strom wird um ein Vielfaches höher belastet als Benzin, Diesel, Erdgas oder Heizöl.

    Strom wird derzeit durch Steuern, Abgaben, Umlagen und Entgelte mit 18,7 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) belastet, Benzin mit 7,3 ct/kWh, Diesel mit 4,7 ct/kWh, Erdgas mit 2,2 ct/kWh und Heizöl mit nur 0,6 ct/kWh. Ein ähnliches Bild ergibt sich, wenn man die impliziten CO₂-Belastungen der Energieträger vergleicht: Der Stromverbrauch hat mit 185 Euro je Tonne CO₂ die mit Abstand höchste implizite CO₂-Belastungen.

  2. 2

    Das derzeitige System der Steuern, Entgelte, Abgaben und Umlagen auf Energie verhindert eine kosteneffiziente Energiewende.

    Die sachlich inkonsistente Systematik verzerrt Kraftwerkseinsatz, Flexibilität und Nachfrage und verursacht Ausweichreaktionen. Zudem behindert sie Lastmanagement, Elektromobilität, Power-to-X-Technologien und eine effiziente Gebäudesanierung.

  3. 3

    Eine Reform des Netzentgelte-, Steuer-, Abgaben- und Umlagensystems ist dringlich.

    Mit jedem Jahr verschärft sich die Situation. Jeder Reformvorschlag sollte sich daher an vier Kriterien orientieren: volkswirtschaftliche Effizienz, Sicherstellung der Finanzierungsbasis, Verteilungsgerechtigkeit und Good Governance.

  4. 4

    Der effiziente Lösungsraum einer Reform enthält vier Kernelemente, die es sinnvoll zu kombinieren gilt:

    eine CO₂-orientierte Reform der Strom- und Energiesteuern, eine verursacher- und verteilungsgerechte Finanzierungsbasis für die Netze, eine sektorübergreifende Finanzierung der Energiewendekosten und das Einführen von zeitvariablen Tarifkomponenten.

Aus Studie : Neue Preismodelle für Energie
  1. 1

    Effizienz und Flexibilität wachsen zusammen zu einem gemeinsamen Konzept: Flex-Efficiency.

    Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

  2. 2

    Flex-Efficiency wird zum Paradigma für Design und Betrieb von Industrieanlagen.

    Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

  3. 3

    Die Flexibilitätsmärkte und deren Produkte sollten weiter verbessert werden.

     Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

  4. 4

    Investitionen in Flex-Efficiency brauchen eine Kombination von marktlichen und anderen Anreizen.

    Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Aus Studie : Flex-Efficiency
  1. 1

    Lastmanagement leistet einen wichtigen Beitrag zur Integration Erneuerbarer Energien und zur Versorgungssicherheit.

    Je mehr nachfrageseitige und sonstige Flexibilitätsoptionen zur Verfügung stehen, desto größere Mengen an Wind- und Solarstrom können integriert werden. Um bestehende Potenziale zu nutzen und weitere anzureizen, sollten die Rahmenbedingungen verbessert werden.

  2. 2

    Stromhändler sollten die Kosten tragen, die durch unausgeglichene Bilanzkreise entstehen.

    Dies ist verursachergerecht und erhöht die Nachfrage nach Lastmanagement durch untertägigen Stromhandel. Dazu muss die derzeitige Ausgleichsenergieregelung überarbeitet werden, unter anderem so, dass auch  die relevanten Kosten der Regelleistungsvorhaltung einbezogen werden.

  3. 3

    Der Regelleistungsmarkt sollte so organisiert werden, dass flexible Verbraucher leichteren Zugang bekommen.

    Kalendertägliche Ausschreibungen und stündliche Produkte reduzieren die Markteintrittsbarrieren und erlauben eine bessere Koordination von Regelleistungs- und Spotmärkten.

  4. 4

    Präqualifikationsbedingungen und Produktdefinitionen müssen zueinander passen.

    Die Netzentgeltsystematik sollte so weiterentwickelt werden, dass marktdienliches Verbrauchsverhalten möglich wird. Erste Schritte hierfür: Lastanpassungen energieintensiver Betriebe bei sehr niedrigen oder hohen Strompreisen sollten keine nachteiligen Auswirkungen auf ihre Entgeltermäßigungen haben, Lastmanagement bei Regelenergieabruf sollte die Netzentgelte nicht erhöhen.

Aus Studie : Aktionsplan Lastmanagement
  1. 1

    Die Sonnenfinsternis am 20. März 2015 gibt einen Vorgeschmack auf die Zukunft: Mit zunehmenden Anteilen fluktuierender Erneuerbarer Energien muss das Stromsystem flexibler werden.

    Im Jahre 2030 sind Rampen von-10 bis+15 Gigawatt innerhalb einer Stunde, wie sie bei der Sonnenfinsternis einmalig auftreten, häufiger zu erwarten. Der Erzeugungsmix und alle anderen Flexibilitätsoptionen müssen hierauf ausgerichtet werden.

  2. 2

    Das heutige Stromsystem bietet genügend Flexibilität, um im Falle von starken Schwankungen der Erneuerbaren Energien eine stabile Versorgungslage zu gewährleisten.

    Eine Sonnenfinsternis wie am 20. März 2015 lässt sich bewältigen, weil sich die Stromnetzbetreiber frühzeitig vertraglich mit schnell zu- und abregelbarer Stromerzeugung ausgestattet haben.

  3. 3

    Die Stromversorgung kann auch mit erheblich höheren Anteilen an schwankenden Erneuerbaren Energien sicher bleiben.

    Die technischen Möglichkeiten für einen flexiblen Ausgleich existieren teilweise, aber müssen
    in jedem Fall stetig weiter entwickelt werden. Dazu gehören die weitere europäische Marktintegration, Netzausbau, Lastmanagement, Speichertechnologien und hochflexible Erzeugungsanlagen.

  1. 1

    Netzentgelte müssen systemdienlich sein und die Integration der erneuerbaren Energien ermöglichen.

    Regelungen, die Inflexibilität bei Erzeugung und Verbrauch oder Eigenverbrauch anreizen, müssen entsprechend angepasst werden. Das betrifft pauschal gewährte „vermiedene“ Netzentgelte genauso wie undifferenzierte Netzentgeltbefreiungen für Großverbraucher.

  2. 2

    Die Netzentgelte für die Industrie sollten rasch reformiert werden – weg von den Entgelten auf Basis der Jahreshöchstlast hin zu zeitlich differenzierten Leistungs- und Arbeitsentgelten.

    So können sowohl lokale Netzengpässe adressiert werden als auch Industriebetriebe von niedrigen Börsenpreisen bei hoher Wind- und Solareinspeisung profitieren und so das System stabilisieren.

  3. 3

    Höhere Grundpreise oder Leistungskomponenten sind bei Haushaltskunden nicht zielführend.

    Sie wären weder verursachungsgerecht noch sozialverträglich, da die Haushalte mit dem geringsten Verbrauch die größten Zusatzkosten tragen würden.

  4. 4

    Kleinverbraucher mit Eigenerzeugung wie Photovoltaik oder Mini-Blockheizkraftwerken profitieren vom Netz und müssen an dessen Kosten beteiligt werden.

    Zeitlich differenzierte Netzentgelte sind auch hier mittelfristig der richtige Ansatz; kurzfristig kann eine differenzierte Netzservicepauschale aushelfen.

  5. 5

    Die Netzkosten sollten bundeseinheitlich gewälzt werden.

    Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien sind ein nationales Projekt. Ein System, das die Kosten für Netzausbau und Engpassbewirtschaftung einseitig den ländlichen Ausbauregionen auflastet, führt zu Fehlanreizen.

Aus Studie : Netzentgelte in Deutschland
  1. 1

    Negative Strompreise sind per se nichts Schlechtes, sie belasten aber die EEG-Umlage erheblich.

    Denn auch in Stunden negativer Strompreise wird der Strom aus Erneuerbaren Energien am Spotmarkt vermarktet. Zwischen Dezember 2012 und Dezember 2013 hat dies das EEG-Konto mit knapp 90 Mio. Euro belastet.

  2. 2

    Negative Strompreise haben ihre Ursache in der mangelnden Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks.

    In Zeiten hoher Wind- und Solarstromproduktion haben Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke und KWK-Anlagen ihre Erzeugung nur teilweise reduziert, sodass es – obwohl die Erneuerbaren Energien in den Spitzenstunden nie mehr als 65 % des Stroms produziert haben – zu Stromüberschüssen kam.

  3. 3

    Ohne eine deutliche Flexibilisierung von Kraftwerken und Großverbrauchern werden die Stunden mit negativen Strompreisen drastisch zunehmen.

    Wenn auch weiterhin etwa 20–25 GW konventionelle Kraftwerke rund um die Uhr Strom produzieren, wird die Zahl negativer Strompreise von 64 Stunden im Jahr 2013 auf über 1.000 Stunden bis 2022 steigen.

  4. 4

    Mit einem Flexibilitätsgesetz sollten zügig bestehende Flexibilitäts-Hemmnisse abgebaut werden.

    Derzeit verhindern verschiedene Regeln im Bereich der Systemdienstleistungen sowie im Energierecht eine größere Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks und der Stromnachfrageseite.

  1. 1

    Power-to-Heat ist eine kostengünstige Technologie, die für die Energiewende viele Vorteile bietet.

    Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.

  2. 2

    Power-to-Heat kann jetzt schon am Regelleistungsmarkt fossile Must-run-Kraftwerke reduzieren.

    In Zeiten von negativen Strompreisen kann es dazu kommen, dass fossile Kraftwerke nur deshalb nicht aus dem Markt gehen, weil sie Leistung für den Regelenergiemarkt vorhalten. Power-to-Heat kann diese Dienstleistung kostengünstig bereitstellen und dadurch Kohlenstoffdioxid-Emissionen reduzieren.

  3. 3

    Windstrom, der derzeit aufgrund von Netzengpässen abgeregelt wird, sollte in Zukunft an Power-to-Heat-Anlagen verkauft werden können. Hierfür ist eine Regelungsanpassung im EEG nötig.

    Aufgrund von Netzengpässen werden heute etwa 3,5 Prozent des in Schleswig-Holstein erzeugten Windstroms abgeregelt, während zeitgleich Wärme aus fossilen Brennstoffen erzeugt wird. Das ist ineffizient.

  4. 4

    Erneuerbarer Strom, der in Zeiten von negativen Börsenpreisen abgeregelt wird, sollte künftig für Power-to-Heat genutzt werden können. Eine Reduktion der Umlagen in solchen Situationen würde dies ermöglichen.

    Wenn Power-to-Heat-Anlagen bei Strompreisen niedriger als minus 20 Euro pro Megawattstunde zum Einsatz kommen, vermeiden sie die Abregelung von EE Anlagen und entlasten die EEG-Umlage.

  1. 1

    Nur ein kleiner Teil des Strompreises von Endkunden ist vom Börsenpreis abhängig.

    Vor allem bei kleinerenKunden dominieren konstante Strompreisbestandteile. Dies ist ein Hemmnis bei der Mobilisierungvon Lastmanagementpotenzialen.

  2. 2

    Besserstellungen des Eigenverbrauchs dürfen nicht zu verminderter Effizienz und Flexibilität des Systems führen.

    Heutige Umlagebefreiungen isolieren die Eigenverbrauchsanlagen weitgehend von den Preissignalen der Strombörse und erschweren somit die Systemintegration von Erneuerbaren Energien.

  3. 3

    Eine Dynamisierung der EEG -Umlage kann Lastmanagementpotenziale mobilisieren und verbessert die Systemintegration der Eigenerzeugung.

    Sie gibt Anreize zur Steuerung der Erzeugung und Lastanpassungsowie zur Vermeidung negativer Preise. Dies führt zur Kostensenkung sowohl bei der Eigenerzeugungals auch im Gesamtsystem.

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