Schwerpunkte

Marokko | 1,5 Grad | E-Mobilität

Drei Säulen für ein neues EEG

Die fluktuierenden Energieträger Wind und Sonne passen nicht zum bisherigen Strommarkt. Er muss gründlich umgestaltet werden – die Debatte um die Schaffung von Kapazitätsmärkten, mit denen verlässliche Kraftwerksleistung honoriert werden soll, genügt dabei nicht. Und künftig sollten nicht mehr die Netzbetreiber, sondern die Stromvertriebe eine Schlüsselrolle bei der Ökostromförderung spielen. Teil 2 der klimaretter.info-Debatte zur Zukunft des EEG

Von Uwe Leprich und Eva Hauser

Immer deutlicher zeichnet sich ab: Windenergie und Photovoltaik werden künftig tragende Säulen im deutschen Stromsystem sein – flankiert von vielfältigen Flexibilitätsoptionen, die kurz-, mittel- und langfristige Angebotslücken überbrücken, beispielweise Gaskraftwerke oder Stromspeicher. Diese beiden fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) sind klimaverträglich und grenzkostenfrei, gemeinsam mit der Wasserkraft sollen sie mittelfristig etwa die Hälfte des deutschen Strombedarfs decken, allein für die Photovoltaik hat die Bundesregierung in ihrem Energiekonzept ein Ziel von 52 Gigawatt (GW) installierter Leistung vorgegeben.


Merit Order (Einsatzreihenfolge) des bundesdeutschen Kraftwerksparks im Jahr 2008. Berücksichtigt sind nur konventionelle Kraftwerke, keine regenerativen oder Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. (Grafik: Forschungsstelle für Energiewirtschaft) 

Doch das bisherige Design des Strommarktes passt nicht zu Wind und Photovoltaik, weil es auf dem Grenzkostenprinzip basiert. Unter Grenzkosten werden in der Betriebswirtschaftslehre die Kosten jeder zusätzlich erzeugten Einheit verstanden. Liegen sie unter dem zu erwartenden Erlös dieses zusätzlichen Produkts, wird der Produzent diese weitere Einheit vernünftigerweise auch produzieren. Im Stromerzeugungsmarkt haben Wind- und Wasserkraftwerke sowie wärmegeführte fossile Kraftwerke und Kernkraftwerke die niedrigsten Grenzkosten: Die einen müssen teilweise aus technischen Gründen weiterlaufen, bei den anderen, erneuerbaren kostet es die Betreiber wegen des kostenlosen Energieträgers nichts oder vernachlässigenswert wenig, sie weiterlaufen zu lassen. Im Preisfindungssystem der Strombörsen kommen die Erzeugungseinheiten nach ihren spezifischen Grenzkosten in aufsteigender Reihenfolge (nach den erwähnten Kraftwerken Braunkohle, Steinkohle, Erdgas) so lange zum Zug, bis sie genau die momentane Nachfrage bedienen (Einsatzreihenfolge oder "Merit Order").

Die Diskussion um ein neues Systemdesign darf sich nicht auf die Schaffung von Kapazitätsmärkten beschränken 

Das immer größere Angebot aus Windkraft und Photovoltaik mit deren geringen Grenzkosten schiebt Kraftwerke mit höheren Grenzkosten, wie etwa Gaskraftwerke, aus der Merit Order heraus – sodass diese seltener den Zuschlag bekommen. Der dadurch sinkenden Börsenpreis hat beim momentanen Design der Ökostromförderung zur Folge, dass die EEG-Umlage steigt (die ja die Differenz zwischen Börsenpreis und gesetzlich garantierter Einspeisevergütung darstellt).

Beim künftigen Marktdesign sind grob vier Teilsegmente zu unterscheiden, die gleichwohl in mehrerlei Hinsicht voneinander abhängen: Zum einen braucht es einen verlässlichen Refinanzierungsmechanismus für FEE mit Grenzkosten nahe Null. Zum anderen sind die sogenannten "Must-Run-Anlagen" zu finanzieren, also jene Stromlieferanten, die für die Systemsicherheit aus netztechnischer Sicht unverzichtbar sind (diese Funktionen sollten sukzessive den FEE und neuen Flexibilitätsoptionen übertragen werden). Drittens werden Dispatch-Märkte für den optimalen Einsatz bereits bestehender Anlagen benötigt. Und viertens schließlich sind Kapazitätsmechanismen beziehungsweise -märkte für neue Flexibilitätsoptionen gefordert, die Zahlungsströme für das Vorhalten von Erzeugungskapazitäten für wind- oder sonnenarme Zeiten sichern (hierunter fallen auch steuerbare erneuerbare Energien wie Biomasse und Biogas).

Derzeit verengt sich die Diskussion auf den vierten Punkt. Wir stellen hingegen eine Weiterentwicklung des Refinanzierungsmechanismus für FEE in den Mittelpunkt.

Vieles, was als Alternative zum EEG vorgeschlagen wird, ist nicht praktikabel und wenig effektiv

Traditionelle Ökonomen und verunsicherte Politiker sind sich einig, dass der bisherige Grundpfeiler der Energiewende – das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) – abgeschafft werden müsse. Dagegen wäre wenig einzuwenden, wenn andere Instrumente bereitstünden, die den Ausbau der FEE genauso effektiv, möglicherweise kostengünstiger, mit geringerem Umsetzungsaufwand bei weiterhin hoher Akzeptanz in der Bevölkerung ermöglichen würden.

Von einigen EEG-Kritikern wird eine pauschale Quotenlösung präsentiert, als hätte es die Fachdiskussion nicht gegeben, die sie bereits vor 20 Jahren als nicht praktikabel abgeräumt hat. Da werden Ausschreibungsverfahren bemüht, die sich beispielsweise in Großbritannien weder als effektiv und schon gar nicht als kostengünstig erwiesen haben.

Wenn man es mit der Energiewende ernst meint, gibt es keine Alternative dazu, das EEG weiterzuentwickeln – zu einem EEG 2.0. Wesentliche Aspekte wären unter anderem ein neuer Finanzierungsmechanismus für die FEE, Anreize für eine systemunterstützende Auslegung von Neuanlagen sowie Regelungen zur weiteren Verbesserung der Wind- und Solarprognosen in Kooperation mit den Anlagenbetreibern.


Die fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) sind klimaverträglich und grenzkostenfrei. Doch Autarkie ist nicht die Lösung – Wind- und Sonnenstrom sollen auch weiter bundesweit eingesammelt werden, sagen die IZES-Experten. (Foto: BVKW)

Wie gesagt, unserer Ansicht nach lassen sich die FEE wegen des Merit-Order-Effekts grundsätzlich nicht über grenzkostenorientierte Märkte wie die Strombörse vermarkten. Um zu einem wettbewerblichen Suchprozess auch für dezentrale Flexibilitätsoptionen anzureizen, bedarf es eines kunden- und lastnahen Marktakteurs mit einer entsprechenden Anreizstruktur. Die Finanzierung der erneuerbaren Energien über eine EEG-Umlage wird mit sinkendem Börsenpreis des Stroms systematisch steigen und so an politische Grenzen stoßen; sie muss daher zeitnah verändert werden. Zudem lässt sich der Ausbau von FEE mit der Einführung von Kapazitätsmechanismen nicht quasi nebenher miterledigen, da hierzu jeweils völlig unterschiedliche Anreize notwendig sind.

Unser Vorschlag beruht auf folgenden drei Säulen:

  • Zugunsten eines maximalen Pool-Effekts und der Optimierung der Prognosequalität und -kosten bietet es sich an, den Strom aus FEE-Anlagen weiter bundesweit einzusammeln und zu einem gemeinsamen FEE-Lastprofil zu verdichten. Das betrifft zunächst vor allem Photovoltaik und Windkraft an Land, aber auch große Teile der Laufwasserkraftwerke, die ebenso grenzkostenfrei und kaum langfristig präzise prognostizierbar sind. Ein möglicher Eigenverbrauch aus diesen Anlagen ist davon unbenommen, da er lediglich die Nachfragelast der Kunden korrigiert. Die Rolle des Einsammelns haben aktuell die Übertragungsnetzbetreiber inne. Ob sich hier ein neuer zentraler Akteur anbietet, soll zunächst offen bleiben.
  • Das nationale FEE-Lastprofil – laienhaft gesagt: der aktuell erzeugte Ökostrom – wird anteilig, das heißt gemessen am Absatz, den Stromlieferanten, also den Vertrieben zugewälzt. Dieses Wälzen erfolgt viertelstündlich. Dadurch fällt den Lieferanten die Aufgabe zu, künftig die jeweilige Lücke (Residuallast) zwischen dem momentanen Verbrauch (Kundenlast) und dem Ökostrom-Angebot (dem ihnen zugewiesenen Anteil am FEE-Lastprofil) zu decken. Das hat unter anderem zur Folge, dass das Lieferantengeschäft erheblich kurzfristiger wird und der Spotmarkt und hier vor allem der Intraday-Markt künftig an Gewicht gewinnen.
  • Der Lieferant bezahlt für das FEE-Lastprofil einen Preis, der den durchschnittlichen EEG-Vergütungskosten der im Profil enthaltenen Anlagen entspricht. Die Vergütungen werden nach wie vor gesetzlich festgelegt.

Ein Hauptunterschied zu der bis 2009 herrschenden Wälzung besteht also darin, dass die Lieferanten für Ist-Viertelstundenprofile zahlen, nicht für Monatsbänder, die aufwändig, fremdbestimmt und mit hohem Prognoserisiko aus Profilen veredelt wurden.

Statt der Netzbetreiber sollten die Stromvertriebe die Lücke zwischen Ökostromangebot und Gesamtverbrauch ausgleichen

Daraus ergeben sich eine Reihe erwünschter Nebeneffekte: Unser Vorschlag wirkt einer zu kleinräumigen und damit volkswirtschaftlich gesehen suboptimalen Optimierung von FEE-Anlagen – zum Beispiel als Teil von virtuellen Kraftwerken – entgegen. Die Lieferanten werden zu wichtigen Energiewende-Akteuren aufgewertet, indem sie in ihren Strom-Bilanzkreisen eine volkswirtschaftlich sinnvolle Ausgleichs- und Integrationsleistung erbringen. Des Weiteren organisieren sie als Marktakteure einen wettbewerblichen Suchprozess für dezentrale Flexibilitätsoptionen in einem Residuallastmarkt. Zugleich sind sie gezwungen, systematisch den fortschreitenden Systemwandel in ihren Beschaffungsstrategien vorauszudenken.

Die Position der Übertragungsnetzbetreiber hingegen reduziert sich damit wieder auf ihre Marktrolle als neutrale Infrastrukturdienstleister und Systemverantwortliche. Damit würde die derzeitige treuhänderische Vermarktungsfunktion der EEG-Anlagen am Spotmarkt beendet. Unser Vorschlag schafft also die EEG-Umlage faktisch ab. Die sinkenden spezifischen Kosten der erneuerbaren Energien spiegeln sich in sinkenden Preisen für den abzunehmenden FEE-Strom wider. Ob die Lieferanten diesen Kostenblock für das FEE-Lastprofil separat ausweisen oder nicht, bleibt ihnen überlassen.


Es ist höchste Zeit, den Blick darauf zu richten, wie der Solar- und Windkraftausbau sicher und kostengüstig gestaltet werden können, mahnen die IZES-Experten. (Foto: Christoph Aron/Flickr)

Selbstverständlich wirft unser Vorschlag zu diesem Zeitpunkt noch Fragen auf, die einer gründlicheren Untersuchung bedürfen, unter anderem die folgenden: Wie hoch sind die Risiken der Lieferanten zu veranschlagen, die durch eine Verlagerung zu kurzfristigen Beschaffungs-Strategien entstehen, und wie schlägt sich dies in den Preisen nieder? Führt der Vorschlag zu einer Marktbereinigung bei den Lieferanten, das heißt, bleiben nur wenige große Akteure übrig? Oder wird dadurch vor allem die Rolle bestehender Aggregatoren gestärkt, die heute schon die Beschaffung für größere Lieferantengruppen organisieren? Lassen sich in die gesetzlich festgelegten Vergütungen, die in diesem Vorschlag bestehen bleiben, Preissignale aus den Dispatch- und künftigen Leistungsmärkten integrieren? Oder mögliche Standortsignale?

Insgesamt erscheint es höchste Zeit, sich von einer vermeintlichen Vermarktungsfähigkeit der FEE-Anlagen in grenzkostenorientierten Märkten zu verabschieden und den Blick darauf zu richten, wie der weitere Ausbau dieser Anlagen gesichert und kostengünstig gestaltet werden kann.

BildBildProf. Uwe Leprich ist wissenschaftlicher Leiter, Eva Hauser wissenschaftliche Mitarbeiterin des Instituts für Zukunftsenergiesysteme (IZES) in Saarbrücken. Der Text basiert auf einem Artikel in der Zeitschrift für kommunale Wirtschaft, Ausgabe 8/2012. 
 

Die klimaretter.info-Debatte zur Zukunft des EEG

Teil 1: Schickt das EEG in Rente!
Teil 2: Drei Säulen für ein neues EEG
Teil 3: Auktion statt Einspeisetarife
Teil 4: Wandel in kleinen Schritten
Teil 5: Das EEG verjüngen statt verrenten
Teil 6: Reformiert den Energiemarkt!
Teil 7: Nein zum Schnellschuss
Teil 8: Die Zukunft ist dezentral
Teil 9: Pflicht zur Selbstvermarktung
Teil 10: EEG ist dem Markt nicht gewachsen
Teil 11: Erneuerbare in den Bilanzkreis
Teil 12: Neue Philosophie begrenzt Kosten

[Erklärung]  
blog comments powered by Disqus

Anzeige

Anzeige

Kolumnen

Alle Kolumnen lesen
Alle Herausgeber-Interviews lesen