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Donnerstag, 21. März 2019

Kraftwerke

Schleichender Paradigmenwechsel in der Stromwirtschaft

Von Torsten Thomas | 3. Februar 2012 | Ausgabe 5

Erneuerbare Energien boxen immer häufiger konventionelle Kraftwerke aus dem Markt. Das macht den Betrieb alter und den Bau neuer Kapazitäten zunehmend unrentabel. Wenn Wind und Photovoltaik nicht liefern, muss aber irgendwo die Energie herkommen. Heiß diskutiert werden deshalb Kapazitätsmechanismen.

Die alten Marktmechanismen der deutschen Stromwirtschaft funktionieren nicht mehr richtig. Im Kern gibt es zwei Probleme. Aus wirtschaftlicher Sicht verschieben erneuerbare Energien mit ihren geringen Grenzkosten in der Stromproduktion die Gewichte im Markt. Die Großhandelspreise an der Strombörse EEX in Leipzig sinken, die Preise werden insgesamt volatiler und konventionelle Kraftwerke mit ihren hohen Grenzkosten fliegen immer öfter aus den Spotmärkten, den stündlichen Auktionsrunden an der EEX.

Durch diesen Effekt ist der Neubau von konventionellen Kraftwerken mit Risiken verbunden, weil die Anlagen immer weniger laufen und die Erlöse schwinden. So glättet zum Beispiel die Photovoltaik einst lukrative Lastspitzen zur Mittagszeit. Würde zu einer Stunde das komplette Stromangebot in Deutschland aus regenerativen Quellen stammen, wäre der Strompreis an der EEX für diese Stunde praktisch bei Null (s. Kasten).

Aus dem physikalischen und volkswirtschaftlichen Blickwinkel sind konventionelle Kraftwerke nötig, um die Versorgungssicherheit und die maximale Nachfrage abzubilden. Diese liegt in Deutschland bei rund 70 GW und in kalten Monaten wie dem Januar bei 80 GW.

Die meisten Energieexperten und Verbände sind sich einig, dass diese Spitze durch konventionelle Kraftwerke abgedeckt werden muss. Diese Back-up-Kapazitäten garantieren nicht nur die Versorgungssicherheit, sie springen auch ein, wenn erneuerbare Energien wetterbedingt nicht liefern. Deutschland würde sich damit einen gespiegelten Kraftwerkspark leisten.

Da erneuerbare Energien einen Einspeisevorrang genießen, sind Überkapazitäten, aber auch Defizite auf der Erzeugerseite vorprogrammiert. Diese Schnittmenge aus Über- und Unterdeckung liegt laut Martin Baumert, Geschäftsführer der Naturwatt GmbH und Vorsitzender des Fachausschusses für erneuerbare Energien beim Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft (BDEW), aufs Jahr gerechnet bei bis zu 400 h. "Das ist in etwa die Ausfallzeit der Einspeiseleistung aus erneuerbaren Energien, die durch ein Back-up aufzufangen ist", erklärt er.

Die dafür nötige Reserve von 80 GW ist eine Hausnummer. "Ein Teil der Kapazitäten wird permanent im Betrieb sein, es gibt aber auch Kraftwerke, die stillstehen. Die Frage ist, wie wir es schaffen, die Reserve vorzuhalten, wenn sich die Investitionen durch sinkende Erlöse an den Börsen vielleicht nicht rechnen", so Baumert.

Ein durchaus virulenter Einwurf. 2011 lag die Nennleistung aller fossilen Kraftwerke bei rund 99 GW und die gesicherte Leistung bei 88 GW. Die installierte Nennleistung erneuerbarer Energien liegt derzeit bei 51 GW. Davon waren wegen der Fluktuation laut BDEW beispielsweise im Januar 2011 aber nur 4,8 GW gesicherte Leistung.

Der Branchenverband schätzt in einem neuen Gutachten, dass bis 2030 etwa 33 GW an fossilen Kraftwerken vom Netz gehen, weil sich der Betrieb nicht mehr lohnt oder Bestandskraftwerke am Ende ihrer Lebensdauer sind. In die Zahl sind bereits Neubauten von 12 GW bis 2020 eingerechnet.

Um aus dem Dilemma herauszukommen, werden neue Mechanismen und ein anderes Marktdesign für die Strompreisfindung diskutiert. Eine Option sind Kapazitätsmechanismen.

"Bisher basieren die Strommärkte auf der gelieferten Energie. In der kontrovers geführten Debatte über Kapazitätsmechanismen geht es darum, ob eine zusätzliche Vergütung für die Vorhaltung von Erzeugungsleistung sinnvoll oder vielleicht sogar notwendig ist. Diese soll Anreize für Investitionen in konventionelle Kraftwerke schaffen, da für erneuerbare Energien ein konventionelles Back-up mit fast der gleichen Leistung notwendig ist", erläutert Christian Hewicker, Stromhandelsexperte beim Energieberatungsunternehmen Kema.

Strompreis und Kapazitätsmärkte

Diesen Mechanismus haben einige Länder bereits mit unterschiedlichen Erfolgen und spezifischen Problemen eingeführt. Dabei tauchen Schlagwörter wie strategische und operative Reserven, Mengenausschreibungen oder Kapazitätsbörsen auf. In Staaten wie den USA werden Versorger dazu verpflichtet, Reserven vorzuhalten oder sich welche einzukaufen. "All diese Spielarten basieren auf demselben Grundsystem. Die Basis ist immer, dass es eine administrative Stelle gibt, die die Regeln festlegt und entscheidet, welche Kapazität vorzuhalten ist", macht Hewicker deutlich.

Unklar ist auch, für welche Kraftwerke solche Anreize in Deutschland gelten sollten. Eine Ausdehnung auf alle Kraftwerke – wie sie Spanien eingeführt hat – würde zwar die Kapazitäten schnell sichern, ist aber teuer, weil alle Betreiber gerne ein Stück vom Kuchen hätten.

Den Fokus nur auf Neubauten zu legen, wäre preiswerter, könnte aber dazu führen, dass Altanlagen schneller vom Markt verschwinden und die Versorgungssicherheit zum Nullsummenspiel wird.

In den Diskussionen geht es in Deutschland vor allem darum, den Weg für moderne Kraftwerke zu ebnen. Diese hochflexiblen Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) sollen nicht nur als Reserve dienen, sondern im Sinne der Betreiber möglichst oft laufen und Boden auf den bröselnden Strommärkten gutmachen.

Für den Konsumenten wird es in jedem Fall teurer. Er müsste bei Kapazitätsmechanismen für gelieferte und vorgehaltene Energie bezahlen. "Versorgungssicherheit gilt als hohes Gut. Die Frage ist, wie viel wir uns davon leisten können oder wollen. 100 % über konventionelle Kraftwerke abzudecken, das wäre in jedem Fall ziemlich kostspielig", gibt Roland Meyer vom Bremer Energie Institut zu bedenken.

Da es mittelfristig an bezahlbaren Speichertechnologien mangelt, wären Stromimporte aus anderen Ländern eine pragmatische wie ökonomisch günstige Lösung. Nur das scheint bis dato nicht gewünscht, denn ein Teil der Politik will die Versorgungssicherheit lieber mit heimischen Kraftwerken gewährleisten. TORSTEN THOMAS