Grünbuch

Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“
Stand: März 2015

A. Verfahren

  1. Verfahren
  2. Inhalt
    1. Herausforderungen
    2. „Sowieso“-Maßnahmen
    3. Strommarkt 2.0 vs. Kapazitätsmarkt
  3. Die Rolle der konventionellen Kraftwerke im neuen Strommarkt

Die Bundesregierung hat mit dem Grünbuch zum Strommarktdesign („Ein Strommarkt für die Energiewende“) einen mehrstufigen Prozess in Gang gesetzt, an dessen Ende die Reform des Strommarktes stehen soll. Das am 31.10.2014 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie veröffentliche Dokument markiert den Auftakt eines öffentlichen Konsultationsverfahrens und stellt Maßnahmen zur Diskussion, die langfristig die Versorgungssicherheit vor dem Hintergrund der vermehrten Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien gewährleisten sollen. Die so begonnene öffentliche Konsultation endet am 01.03.2015. Ende Mai 2015 soll dem Grünbuch ein Weißbuch folgen, das bereits konkrete Reformmaßnahmen enthält. Diese werden wiederum bis September 2015 zur Diskussion gestellt, bevor sie in ein Gesetzgebungsverfahren überführt werden.

B. Inhalt

Teil I des Grünbuchs widmet sich der Funktionsweise und den Herausforderungen des Strommarktes. Teil II beschreibt Maßnahmen, die in jedem Fall im Zuge der Reform des Strommarktes umgesetzt werden sollen („Sowieso“-Maßnahmen). Diese werden als erforderlich erachtet, um einen sicheren, kosteneffizienten und umweltverträglichen Einsatz der Erzeuger und flexiblen Verbraucher zu ermöglichen. In Teil III wird der Frage nachgegangen, ob ein optimierter Strommarkt zusammen mit einer Kapazitätsreserve („Strommarkt 2.0“) die Vorhaltung von ausreichend Kapazitäten zur Versorgungssicherheit anreizt, oder ob hierfür ein zusätzlicher Kapazitätsmarkt installiert werden muss. Es wird sich im Grünbuch zwar auf kein Modell explizit vorfestgelegt, von der Politik wird indes eine Entscheidung darüber verlangt.

I. Herausforderungen

Die zentrale Herausforderung des Strommarktes besteht im Übergang des Stromsystems weg von einem nachfrageorientierten System mit konventionellen, regelbaren Kraftwerken, hin zu einem System flexibler Erzeuger, Verbraucher und Speicher, die auf das fluktuierende Dargebot aus Wind und Sonne reagieren können müssen. Hinzu kommen derzeitige Überkapazitäten und niedrige CO2-Preise, die zu niedrigen Großhandelspreisen führen, das Aus für die Atomkraft und der zunehmende Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien. Allessamt Umstände, die den Markt unter hohen Anpassungsdruck setzen. Zwar sind kurz- bis mittelfristig noch ausreichend Kapazitäten am Markt vorhanden. Fraglich ist allerdings, wie langfristig eine sichere Versorgung gewährleistet werden kann, insbesondere in Extremsituationen wie bspw. bei maximaler Residuallast (hohe Nachfrage, niedriges Angebot) oder minimaler Residuallast (niedrige Nachfrage, hohes Angebot). Vor allem die hohe Mindesterzeugung aus konventionellen Energien wirkt sich in Zeiten minimaler Residuallast negativ auf den Börsenpreis aus.

Als eine Antwort auf diese Frage wird die Flexibilisierung des Marktes genannt, wozu eine an den Verbrauch angepasste Erzeugung, eine flexible Nachfrage, der Ausbau von Speichern und leistungsfähige Netze zählen sollen. Hierfür stehen ausreichend Flexibilitätsoptionen zur Verfügung, die miteinander in den Wettbewerb treten sollen.

II. „Sowieso“-Maßnahmen

Zu den „Sowieso“-Maßnahmen zählt die Bundesregierung unter anderem eine Entzerrung der Marktpreissignale für Erzeuger und Verbraucher. An dieser Stelle wird die Stärkung des kurzfristigen Handels als eine Verbesserung des Wettbewerbs und eine Optimierung der Netzentgelte sowie staatlich veranlasster Preisbestandteile beschrieben. Weiterhin soll der Netzausbau vorangetrieben werden, um die Erzeugungszentren im Norden und Osten mit den Verbrauchszentren im Süden und Westen Deutschlands zu verbinden. Außerdem sollen eine einheitliche Preiszone erhalten bleiben, die europäische Kooperation intensiviert und die Klimaschutzziele erreicht werden. Zur Erreichung der Klimaschutzziele wird beabsichtigt, auf eine Reform des europäischen Emissionshandelssystems hinzuwirken und die KWK-Förderung mithilfe einer Gesetzesnovelle zu überarbeiten sowie in Technologien, wie Wärmespeicher, Wärmenetze und Power-to-Heat-Anlagen, zu investieren. Nicht zuletzt soll auch die die Bilanzkreisbewirtschaftung am Intradaymarkt gestärkt werden, um zum Ausgleich der Bilanzkreise auf weniger Regelleistung zurückzugreifen.

III. Strommarkt 2.0 vs. Kapazitätsmarkt

Vertreter, die sich gegen einen Kapazitätsmarkt wenden, gehen davon aus, dass ein optimierter Strommarkt die Vorhaltung von ausreichend Kapazitäten anreizt. Der Staat würde lediglich die Marktregeln setzen und das Kapazitätsniveau würde über die Nachfrage reguliert werden. Für die Übergangszeit des Strommarktes müsste eine Kapazitätsreserve geschaffen werden. Gleichzeitig müssten Preisspitzen in Zeiten hoher Nachfrage und geringen Angebots akzeptiert werden und dürften politisch nicht gedeckelt werden, um den Vertrauensschutz der Investoren, die in die kritischen Kapazitäten investieren, zu sichern. Hingegen fordern die Vertreter eines Kapazitätsmarktes, dass der Staat im Interesse der Versorgungssicherheit für ein höheres Kapazitätsniveau zu sorgen hat, als dies der Strommarkt erwarten lässt. Es kursieren drei verschiedene Kapazitätsmarktmodelle: 1. der „zentrale umfassende Kapazitätsmarkt, 2. der „zentrale fokussierte Kapazitätsmarkt, 3. der „dezentrale umfassende Kapazitätsmarkt. Alle Varianten haben gemeinsam, dass die Vorhaltung mit zusätzlichen Kosten verbunden wäre, die mit einer „Kapazitäts-Umlage“ auf den Strompreis aufgeschlagen werden würden.

Obwohl das Grünbuch eine Festlegung auf eines der Modelle vermeidet, wird darauf hingewiesen, dass ein „optimierter Strommarkt, der zulässt, dass Preissignale unverfälscht bei den Marktteilnehmern ankommen, abgesichert durch einen glaubwürdigen rechtlichen Rahmen, […] nach wissenschaftlichen Untersuchungen ohne einen zusätzlichen Kapazitätsmarkt aus[kommt].“

C. Die Rolle der konventionellen Kraftwerke im neuen Strommarkt

Das Schicksal der konventionellen Kraftwerke wird abgesehen vom Atomausstieg bis 2022 nicht explizit benannt. Fraglich ist, wie das Verhältnis von konventionellen und erneuerbaren Energieformen zukünftig im neuen Strommarktdesign im Rahmen des energiepolitischen Zieldreiecks aus Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit ausgestaltet wird. Sicher ist, dass bis 2050 der Anteil von Strom aus erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf 80 Prozent steigen soll. Die logische Konsequenz daraus ist also ein Anteil von Strom aus konventionellen Energieträgern in Höhe von 20 Prozent. Demnach sinkt die Bedeutung von Strom aus konventionellen Kraftwerken, wird allerdings noch zu einem signifikanten Anteil erhalten bleiben. Das Grünbuch räumt den erneuerbaren Energien den Vorrang ein und hält bspw. fest, dass eine vorrangige Abregelung erneuerbarer Energienanlagen in Extremsituationen keine Alternative zur Abregelung der konventionellen darstellen kann, wenngleich erneuerbare weitgehend abregelbar sein sollen. Es wird auch auf die technische Anpassungsleistung der Betreiber konventioneller Kraftwerke hingewiesen und auf die Möglichkeit, mithilfe von konventionellen Kraftwerken auf die Schwankungen des Verbrauchs und der Erzeugung von Windenergie- und Solaranlagen zu reagieren. Somit bleibt abzuwarten, welche Rolle den konventionellen Kraftwerken insbesondere auch im Rahmen eines optimierten Strommarktes oder eines Kapazitätsmarktes zuerkannt wird.

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