Agora Energiewende zum Strommarktdesign: Weichteile und Sahnehäubchen der Energiewende

Forschung & Technik 13. Juni 2013

Gespannt verfolgen knapp 200 Teilnehmer die Podiumsdiskussion zu möglichen Kapazitätsmarkt-Modellen am 10. Juni 2013 (Foto: Rolf Schulten)
Gespannt verfolgen knapp 200 Teilnehmer die Podiumsdiskussion zu möglichen Kapazitätsmarkt-Modellen am 10. Juni 2013 (Foto: Rolf Schulten)

Dafür wurden zahlreiche andere Fragen auf der Veranstaltung der Agora Energiewende zum zukünftigen Strommarktdesign auf höchst unterhaltsame Weise beantwortet. Einige hatten sich mir noch nie so gestellt: So sprach Rainer Baake, der Direktor der Agora,  von den „Weichteilen der Energiewende“, nämlich der Versorgungssicherheit und dem Strompreis. Kapazitätsmärkte bieten zwar keine Lösungen für steigende Strompreise – eher im Gegenteil – aber sie sollen die Deckungslücke in der Stromversorgung ausgleichen, die für das Jahr 2022 auf ca. 5- 15 Gigawatt geschätzt wird.

Verschiedene Modelle haben unterschiedliche Stärken und Schwächen: ein umfassender Kapazitätsmechanismus bezieht alle Kraftwerke mit ein und kann eine Preistreiberei mittels Marktmacht mit adressieren. Ein fokussierter Kapazitätsmarkt, der nur für einen Teil der Kraftwerke gilt und dort noch zwischen dem Bestand (inklusive Lastmanagement) und Neubau unterscheidet, kann gezielt Anforderungen wie Effizienz oder Flexibilität vorgeben; außerdem müssen nur für etwa ein Drittel der Kraftwerkskapazitäten Kosten umgelegt werden. Das mir zumindest neue Modell des dezentralen Leistungsmarkt, das vom VKU und BDEW gemeinsam getragen wird, ist am nächsten am derzeitigen Energy-Only-Markt orientiert: Hier werden keine benötigten Kapazitäten zentral ausgeschrieben und versteigert (wie beim fokussierten Kapazitätsmarkt), sondern Zertifikate für gesicherte Leistung parallel zu den Strommengen verkauft. Das heißt, man kann Strom entweder mit oder ohne gesicherte Leistung kaufen – im letzteren Fall muss dann ggfs. die Fabrik abgeschaltet werden, wenn die Leistung nicht für alle Kunden ausreicht.

Das garantiert den hohen Stellenwert von Lastmanagement, wo auch die Wärmepumpen als schaltbare Verbraucher mit ins Spiel kommen. Ein Problem wäre dabei allerdings, wenn die Kunden – im Haushaltsbereich vertreten durch die Energieversorger – nicht für alle ihre Verbraucher die Last absichern, sondern das Risiko der „Unterversicherung“ billigend in Kauf nehmen, da Überlast wohl nur selten auftreten wird. Verhindern sollen dies saftige Strafzahlungen, die im Fachjargon Pönalen genannt werden.

Spannend war in der anschließenden Diskussion besonders die Auseinandersetzung der Wissenschaftler mit den jeweils anderen Modellen. Prof. Dr. Felix Höffler, der den umfassenden Kapazitätsmarkt vertrat, wies darauf hin, dass beim dezentralen Leistungszertifikatemarkt die Nachfrage sehr flexibel auf Strompreise reagieren können müsse (was er in Frage stellte) und dass nur tatsächliche Blackouts überhaupt erst den Bedarf an einer Absicherung mittels Zertifikat wecken würden. Dr. Felix Christian Matthes, der den fokussierten Kapazitätsmarkt vorgestellt hatte, korrigierte die gängige Auffassung, dass nur in nicht-regulierten Märkten auch Markt entstehe – so gäbe es etwa auch bei der verpflichtenden Kfz-Versicherung durchaus einen Wettbewerb. Er betonte, dass zu viel Volatilität – neben der volatilen Einspeisung auch noch die hochvolatilen Preise für die Leistungszertifikate – einen robusten, verlässlichen Businesscase deutlich erschweren würden. Die Preissignale in einem Leistungszertifikatemarkt wären wahrscheinlich so volatil, dass dies die notwendigen Investitionen – auch auf Nachfrageseite – erschwere.

Dr. Matthes sprach den Bestandsanlagen, die ohne den neu zu schaffenden Kapazitätsmarkt finanziert worden seien, das Recht auf einen Preisausgleich ab – es gäbe „kein Recht auf Sahnehäubchen“. Dr. Nicolai Herrmann, seines Zeichens ein Vertreter der dezentralen Leistungszertifikate, betonte die hohen Anreize für Lastflexibilitäten auch bei Haushaltskunden – Smart Grid vorausgesetzt.

Der Teufel steckt wohl allerdings bei allen vorgestellten Modellen im Detail: die Parametrisierung – also die genaue Festlegung der Rahmenbedingungen – scheint in allen vorgestellten Modellen ein ganz wesentlicher Erfolgsfaktor zu sein. Ein weiterer gemeinsamer Nenner war der Zeitplan: Spätestens zu 2020 sollte man ein Marktmodell umsetzen. Dazu müssten die entsprechenden Weichen bereits 2014/2015 gestellt werden.

Über die KWK-Prämie – die bei ca. 60 Euro pro Kilowatt und Jahr liegt – haben wir übrigens bereits jetzt ein kleines Stück Kapazitätsmarkt umgesetzt. Und viel spricht dafür, dass ein Kapazitätsmarkt – wie auch immer ausgestaltet – auch für das Lastmanagement eine zusätzliche Einnahmequelle darstellen würde.

Wer weiterlesen möchte, findet unter http://www.agora-energiewende.de/service/veranstaltungen/detailansicht/article/strommarktdesign-im-vergleich-ausgestaltungsoptionen-eines-kapazitaetsmarkts/ die Präsentationen sowie zwei ausführliche Broschüren: Einen Reader (http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Agora_Reader_Kapazitaetsmark-Veranstaltung_10062013_web.pdf), in dem die Referenten jeweils die 10 gleichen Fragen beantworten, sowie eine etwas ausführlichere Publikation, die neben den Kapazitätmärkten auch die Strategische Reserve betrachtet (http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Agora_Hintergrund_Kapazitaetsmarkt_oder_strategische_Reserve_web.pdf )

Link zu einem Linked-In-Beitrag von Christian Wiesner auf Englisch: http://www.linkedin.com/groups/Germany-on-verge-going-towards-4202957.S.248735666?view=&gid=4202957&type=member&item=248735666


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