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02.03.2015

Versorgungssicherheit und Strompreis

Strommarktdesign 2.0 - Regelenergie und Reserven

Am Sonntag endete die Frist für Stellungsnahmen zum Strommarktdesign-Grünbuch. Einiges darin kommt gut an, anderes stößt auf Kritik. Fragen bleiben nach wie vor offen. Jetzt geht es ans Eingemachte.

Braunkohle
 - Kohlekraftwerk und Tagebau.
Kohlekraftwerk und Tagebau.
Foto: thinkstock

So schnell vergeht die Zeit. Kathrin Thomaschki, Referat Strommarkt im Bundeswirtschaftsministerium, erinnerte bei einem parlamentarischen Abend vergangene Woche in Berlin daran, dass das Grünbuch zum neuen Strommarktdesign im Oktober 2014 veröffentlicht wurde. Am gestrigen Sonntag endete die Frist für Stellungnahmen hierzu. Bis vergangenen Mittwoch, so Thomaschki, seien 150 Stellungsnahmen dazu eingegangen. Eine "gewisse Anzahl gleichlautender Stellungsnahmen" habe darauf hingedeutet, dass hier organisiert ein bestimmter Aspekt angesprochen wurde. Trends der Stellungsnahmen seien erstens graduelle Zustimmung zu den sogenannten Sowieso-Maßnahmen (Maßnahmen für einen sicheren, kosteneffizienten und umweltverträglichen Einsatz aller Erzeuger und Verbraucher) und zum Teil unterschiedliche Ansätze zur Umsetzung.

Zustimmung zu Kapazitätsreserven

Zweiter Trend sei eine Zustimmung zu Kapazitätsreserven mit divergierender Ausgestaltung. "Was wir wahrnehmen: Viele haben die gleichen Anliegen, etwa kostengünstige Stromproduktion, aber unterschiedliche Ansätze zur Ausgestaltung", so die BMWi-Frau. Schwerpunktfragen seien, was mit der Kraftwärmekopplung weiter passiert, welche Förderung hier angebracht ist; aber auch das Thema Reserven. "Das Thema Reserven hatte in Grünbuch wenig Kontur", so Thomaschki, die folge im Weißbuch. Das wird Ende Mai oder Anfang Juni veröffentlicht. Das Strommarktdesign gehe dann im Herbst ins Kabinett. Ein KWK-Gesetz und Maßnahmen zur CO2-Reduktion würden aber eventuell vorgezogen.

Patrick Graichen, Direktor des Thinktanks Agora Energiewende, ging einen Schritt weiter und stellte Überlegungen an, wie sich der Markt weiter entwickeln müsste und wo die Probleme liegen. Ausgehend von einem Regenerativstromanteil von heute über 25 Prozent sei Deutschland auf dem Weg zu 50 Prozent 2030. "In den nächsten 25 Jahren werden die erneuerbaren Energie von der Nische kommend den Strommarkt dominieren." Bezüglich der Kosten verwies er auf eine Veröffentlichung aus Großbritannien. Demnach habe Kernkraftstrom dort real im Jahr 2013 109 Euro pro Megawattstunde gekostet, während Wind auf 57 und Solar auf 72 Euro pro Megawattstunde gekommen sei.

Aber Graichen legte auch den Finger in die Wunde, indem er Wetterdaten und die mögliche Regenerativstromproduktion im Jahr 2025 übereinander legte. Die Volatilität könnte demnach dazu führen, dass in einem Monat wie dem November fast keine Regenerativerzeugung stattfindet - wegen Windflaute und miesem Wetter. Zudem sei das "eine Welt mit steilen Rampen, was Angebot und Nachfrage anbelangt", so Graichen. Die Residuallast, also die nachgefragte Last abzüglich eines Anteils fluktuierender Einspeisung, oder auch Restnachfrage, die von regelbaren Kraftwerken gedeckt werden muss, nimmt weiter zu.

Genug Flexibilität, aber kein Anreiz

Er verwies: "Wir haben genug Flexibilität rein technisch, aber das muss sich ökonomisch rentieren." KWK müssten nach seiner Meinung eine flexible Komponente bekommen. "Ohne Wärmespeicher ist KWK ein Klotz am Bein." Power-to-Heat könne eine hervorragende Stromsenke sein. Sprich: Strom wird in Wärme umgewandelt und gespeichert. Der Agora-Mann prognostizierte: "Je mehr Erneuerbare im Netz sein werden, desto weniger Volllaststunden werden bei Kraftwerken gebraucht." Eine Knappheit erwartet er frühestens im Jahr 2022, wenn die letzten Atomkraftwerke vom Netz geht (Emsland (Niedersachsen), Neckarwestheim II (Baden-Württemberg), Isar 2 (Bayern)). Vorerst sei es aber so, dass deutsche Kohle sogar Gaskraftwerke im Ausland vom Markt verdrängt. Sprich: Wir produzieren reichlich Überschuss.

Graichen verwies auf einige Anpassungen bei den Präqualifikationsbedingungen für die Vorhaltung und Erbringung von Regelleistung: Positive und negative Regelenergie müssten separiert werden. Dänemark sei da schon weiter. Zudem müsse man die Industrieentgelte anpassen, die noch nach Jahreshöchstlast bewertet werden. Bezüglich Umgang mit Kapazitäten nannte er drei Modell aus Europa: Schweden arbeitet mit Kapazitätsreserven, der umfassende, fokussierte Kapazitätsmarkt wird in den USA und UK praktiziert und der dezentrale Kapazitätsmarkt in Frankreich. Man könne eine Risikoprämie für Kapazitätsreserven ansetzen, oder der Staat könne das Risiko übernehmen. Fest steht für Graichen: "Man kann all das nicht ohne die Klimafrage diskutieren. Mit diesen CO2-Preis werden minus 40 Prozent CO2 bis 2020 nicht realisiert." (Nicole Weinhold)