Marktdesign

Der bisherige Strommarkt stößt mit der Energiewende an seine Grenzen. Künftig wird er auch Versorgungssicherheit und Investitionsanreize liefern müssen.

Die Energiewende stellt die Frage nach dem Design des Strommarktes neu. Denn der 1998 im Zuge der Energiemarktliberalisierung geschaffene Strommarkt handelt ausschließlich Strommengen – er wird daher oft auch als Energy-only-Markt bezeichnet. Unbestritten ist, dass der Energy-only-Markt dafür sorgt, dass jeweils die günstigsten Kraftwerke zum Einsatz kommen, um eine gegebene Stromnachfrage zu befriedigen. Umstritten ist jedoch, ob der bestehende Strommarkt ausreichend Investitionssignale erzeugt – und zwar sowohl für neue konventionelle Kraftwerke als auch für neue Erneuerbare-Energien-Anlagen wie Windkraftwerke oder Photovoltaikanlagen.

Um die Versorgungssicherheit auch in den wenigen Stunden der Höchstlast zu gewährleisten, müssen immer genügend Kapazitäten vorhanden sein. Das können steuerbare Erneuerbare Energien, fossile Backup-Kapazitäten, Stromspeicher und auch verschiebbare Lasten sein. Es gibt eine intensive Diskussion in der Wirtschaftswissenschaft, ob die bestehenden Energy-only-Märkte grundsätzlich in der Lage sind, Versorgungssicherheit zu gewährleisten – das heißt ob in Energy-only-Märkten immer genügend Kraftwerke vorgehalten werden, um auch eine Spitzenlast-Stromnachfrage zu decken. In vielen Staaten mit liberalisierten Märkten (wie beispielsweise an der Ostküste der USA, in Brasilien, Spanien, Großbritannien, Russland oder Südkorea) haben die Strommarktregulatoren den Schluss gezogen, zusätzliche Instrumente zur Gewährleistung der notwendigen Kraftwerkskapazität einzuführen, zum Beispiel einen Kapazitätsmarkt. Der Grund: Versorgungssicherheit ist ein öffentliches Gut, von dem alle Stromnutzer profitieren. Es besteht jedoch ein hohes Risiko, dass der Energy-only-Markt die Versorgungssicherheit nicht in ausreichendem Umfang gewährleistet.

Die Energiewende verschärft diese Frage: Denn auch bei steigenden Anteilen von Erneuerbaren Energien wird man eine ähnlich große Anzahl von fossilen Kraftwerken wie heute benötigen, um in wind- und sonnenarmen Zeiten (zum Beispiel bei Windflaute im Winter) den Strombedarf zu bedienen. Viele dieser Kraftwerke werden jedoch nur an wenigen Stunden im Jahr betrieben. Zudem hat die Frage notwendiger Ersatzkapazitäten zur Sicherung der Versorgungssicherheit in Deutschland eine besondere Relevanz, da im Zeitraum von 2015 bis 2022 durch den Atomausstieg Kernkraftwerkskapazitäten in Höhe von zwölf Gigawatt (GW) wegfallen werden, der größte Teil davon (acht GW) innerhalb des kurzen Zeitraums von 2020 bis 2022.

Hinzu kommt die Frage, ob der Energy-only-Markt überhaupt in der Lage ist, Windkraft- und Solaranlagen zu refinanzieren, selbst wenn ihre Vollkosten unter denen von Kohle- oder Gaskraftwerken liegen. Denn das Problem von Windkraft- und Photovoltaikanlagen ist, dass sie sich auf dem auf Grenzkosten basierenden Spotmarkt ihren eigenen Preis kaputt machen. Wenn der Wind weht und die Sonne scheint, produzieren alle Windkraft- und PV-Anlagen in derselben Wetterzone gleichzeitig Strom. Sobald eine gewisse Anzahl von Windkraft- und PV-Anlagen im System ist, hat dies einen Preiseffekt an der Strombörse: Da viel Strom mit Grenzkosten von null angeboten wird, sinkt der Börsenpreis, da nun Kraftwerke mit teureren Grenzkosten nicht zum Einsatz kommen und Kraftwerke mit günstigeren Grenzkosten den Börsenpreis bestimmen (der Merit-Order-Effekt). Wind- und Solaranlagen können sich daher am heutigen Grenzkostenmarkt prinzipiell nicht refinanzieren.

Agora Energiewende geht vor diesem Hintergrund der Frage nach, wie ein Energiewende-Markt aussehen könnte. Aufgabe des neuen Energiewende-Markts muss es sein, gleichzeitig den Einsatz der bestehenden Kraftwerke effizient zu steuern sowie Anreize zu schaffen für die notwendigen Investitionen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und des Ausbaus der Erneuerbaren Energien entsprechend der Energiewende-Ziele.

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Kernergebnisse

  1. 1

    Netzengpässe sind in manchen Regionen die neue Normalität. Ihre Behebung bedarf regionaler Flexibilität. Das sind die Lehren aus den steigenden Redispatch- und Windstromabregelungsmengen. Ergänzend zum bundesweiten Strommarkt sind deshalb neue regionale Smart Markets notwendig.

    Sie haben zum Ziel, regionale Flexibilität zu mobilisieren und damit die Effizienz des Systems zu erhöhen. Sie dienen der Vermeidung und Behebung von Netzengpässen. Damit reduzieren sie Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen.

  2. 2

    Die Netzregionen stehen vor unterschiedlichen Herausforderungen, deswegen eignen sich unterschiedliche Smart-Market-Modelle je nach Netzregion.

    In winddominierten Gebieten entlasten Smart Markets Netzengpässe durch den Einsatz von Nachfrageflexibilitäten wie Power-to-Heat. Hier eignen sich Modelle mit Flexibilitätsbezug durch den Netzbetreiber. In last- und photovoltaikdominierten Regionen geht es darum, Engpässe durch hohe Gleichzeitigkeit von Lasterhöhung (zum Beispiel Nachtspeicherheizungen, in der Zukunft Aufladen von Elektroautos) oder von Stromeinspeisung in die unteren Verteilnetzebenen zu verringern. Hier eignen sich eher Quotenmodelle, die auch mit Sekundärmarkt ausgestaltet werden können.

  3. 3

    Der Kosten-Benchmark für Smart Markets sind die derzeitigen Redispatch- und Einspeisemanagementkosten – diese müssen sie unterbieten. Deswegen stellen die hierfür gezahlten Vergütungen auch die Preisobergrenze für regionale Flexibilitätsprodukte dar.

    Mittelfristig stellt sich bei einer hohen Verbreitung von Elektroautos die Frage nach dem optimalen Mix aus Netzausbau und Netzengpassbehebung – und wer dabei welche Kosten trägt.

  4. 4

    Smart Markets sind eine No-Regret-Option, für deren Umsetzung regulatorische Hemmnisse abgebaut und Ansätze bereits bestehender Regelungen weiterentwickelt werden müssen.

    Zentral ist hierbei auch eine Reform der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen, da sie entscheidenden Einfluss auf die (regionale) Bereitstellung von Flexibilität haben. Vor allem sind Interaktionen mit bestehenden Strommärkten, eine Weiterentwicklung in der Netzplanung sowie in der Koordination zwischen den Akteuren bezüglich Datenaustausch und Steuerung zu beachten.

  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

    Das derzeitige System der Stromkennzeichnung wird dem Transparenzanspruch gegenüber dem Verbraucher nicht gerecht.

    Das reale Beschaffungsverhalten der Versorger wird nicht abgebildet, es fehlen Klima-Kennwerte und die Anteile des EEG-geförderten Stroms am Unternehmensmix unterscheiden sich, obwohl private Endverbraucher die gleiche EEG-Umlage bezahlen. Das ist nicht vermittelbar und  führt zu rechtlichen Risiken. Eine Revision der Stromkennzeichnung ist erforderlich.

  2. 2

    In einer Welt von absehbar mehr als 50 Prozent Erneuerbaren steigt das Interesse der Verbraucher an konkreten Energiewende-Stromprodukten.

    Der Ausbau der Erneuerbaren ist als Gesellschaftsprojekt über die EEG-Umlage organisiert, das  Interesse an Strom konkreter regionaler und technischer Herkunft steigt jedoch. Die Regelung,  wonach jeder Umlagezahler eine rein rechnerische Menge EEG-Strom pauschal zugewiesen bekommt, sollte entsprechend weiterentwickelt werden.

  3. 3

    Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber und Ökostromprodukte aus EEG-Strom müssen kein Widerspruch sein.

    Der Blick ins europäische Ausland zeigt, wie eine staatlich garantierte Erneuerbare-Energien-Finanzierung mit handelbaren Herkunftsnachweisen kombiniert werden kann. Dies ist im Rahmen des geltenden EEG 2014 nicht darstellbar.

  4. 4

    Bei der Weiterentwicklung des EEG sollte die Vermarktung von gefördertem EEG-Strom ermöglicht werden.

    Wichtigstes Ziel ist dabei eine verbesserte Akzeptanz der Energiewende. Ein denkbarer Ansatz ist das europäische System der Herkunftsnachweise, verbunden mit einer revidierten und besser kontrollierten Stromkennzeichnung.

  1. 1

    Beim Schritt von 25 % auf 50 % Erneuerbare Energien werden systemdienliche Auslegung und Betrieb der EE-Anlagen zentral, da sonst die Gesamtsystemkosten deutlich steigen.

    Systemdienliche Auslegung und systemdienlicher Betrieb von Wind- und Solaranlagen werden jedoch von der derzeitigen EEGFinanzierungsform, der gleitenden Marktprämie, kaum angereizt.
     

  2. 2

    Der Energy-only-Marktpreis wird EE-Anlagen nie ausreichend refinanzieren, muss jedoch als zentrale Steuerungsgröße des Gesamtsystems bei den EE-Anlagenbetreibern unverzerrt ankommen.

    Die gleitende Marktprämie des geltenden EEG verzerrt aber das Preissignal des Spotmarkts, mit der Folge vermehrt auftretender negativer Börsenpreise und entsprechend steigender EEG-Umlage.
       

  3. 3

    Im EEG 2016 sollte daher die Finanzierung von EE-Anlagen auf die Zahlung von Kapazitätsprämien für systemdienliche Kapazität umgestellt werden.

    Diese Umstellung bedeutet zwar, dass EE-Anlagenbetreiber das Strompreis-Risiko übernehmen müssen, gleichzeitig reduziert es jedoch ihr Wetterrisiko. Ein Risikobandbreitenmechanismus kann zudem das Strompreis-Risiko begrenzen.

  4. 4

    Der Übergang zu Ausschreibungen für systemdienliche Kapazitäten sollte schrittweise erfolgen und durch Sonderregeln für kleine Projekte aus dem Bereich der Bürgerenergie ergänzt werden.

    Die für das EEG 2016 vorgesehenen Ausschreibungen werden nicht für alle Technologien und Anlagenklassen in kurzer Frist möglich sein. In diesen Segmenten sollte mit festgesetzten Kapazitätsprämien begonnen werden.

  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.

  1. 1

    In welcher Form Ausschreibungen für die unterschiedlichen Technologien der Erneuerbaren Energien sinnvoll eingesetzt werden können, ist derzeit noch völlig offen.

    Die Zeit bis zur nächsten EEG-Novelle 2016 muss intensiv genutzt werden, um herauszu?nden, ob die Erfolgsvoraussetzungen für Ausschreibungen bei Photovoltaik, Onshore-Windkraft, Offshore-Windkraft sowie Biomasse jeweils erfüllt sind und wie die unterschiedlichen Marktstrukturen und Projektcharakteristika im Auktionsdesign zu berücksichtigen sind.
     

  2. 2

    Pilotausschreibungen sollten maximales Lernen ermöglichen.

    Dazu sollten mehrere Varianten erprobt werden, wie Präquali?kation, Auktionsverfahren, Vergütungsoptionen, Losgrößen und Standortaspekte. Denn ein falsches Auktionsdesign ab 2017 kann die Gesamtkosten erhöhen oder die Ausbauziele gefährden.

  3. 3

    Pilotausschreibungen sollten auch für Onshore-Windkraft durchgeführt werden.

    Die Erkenntnisse aus der derzeit für 2015 vorgesehenen Photovoltaik-Pilotausschreibung sind kaum übertragbar auf andere wichtige Erneuerbare Energien.

  4. 4

    Funktionierende Ausschreibungen setzen Anbietervielfalt voraus.

    Das Auktionsdesign muss die Teilnahme kleinerer, dezentraler Akteure ermöglichen, auch um strategisches Verhalten zu erschweren.

  1. 1

    Die gegenwärtigen Ausnahmeregelungen im EEG müssen grundlegend reformiert werden, da sonst eine sich selbst verstärkende EEG-Umlagen-Erhöhung droht.

    Das derzeitige Modell benachteiligt kleine und mittelständische Unternehmen, führt zum Outsourcing von Beschäftigung und reizt ineffiziente Eigenstromkraftwerke an. 

  2. 2

    Eine europarechtskonforme Reform begrenzt die Ausnahmen auf Industrien, die energie- und exportintensiv sind – und führt keine unternehmensbezogene Kriterien ein.

    Privilegiert wären dann die 15 Sektoren, die derzeit unter die EU-Emissionshandels-Strompreiskompensation fallen, u.a. Chemie, Eisen, Stahl, Aluminium, Kupfer, Papier.

  3. 3

    Auch privilegierte Industrien und Eigenstromerzeuger sollten sich mit reduzierten Sätzen an der EEG-Finanzierung beteiligen.

    Denn energieintensive Industrien profitieren von den durch die Erneuerbaren Energien gesenkten
    Strompreisen, Eigenstromerzeuger von der Existenz des Gesamtsystems.

  4. 4

    Eine solche Reform der EEG-Ausnahmeregelungen gleicht Energie-, Industrie- und Verbraucherinteressen aus und senkt die EEG-Umlage um 20% von 6,24 auf 5 ct/kWh.

    Privilegierte Industrien zahlen dann einen reduzierten Umlagesatz von 10% (ca. 0,5 Cent), Eigenstromerzeuger erhalten einen Freibetrag von 3,5Cent (EEG-Beitrag ca. 1,5 Cent).


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