Energiemärkte und Integration von Windenergie

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Die Arbeit zu Marktdesignoptionen für ein rein regeneratives Energiesystem von WINKLER UND ALTMANN
2.1 Untersuchungsziel und Aufbau des Artikels
2.2 Untersuchungsansatz
2.2.1 Deutsches Stromsystem 2050
2.2.2 Relevanz wesentlicher Systemmerkmale für das Marktdesign
2.2.3 Probleme eines komplett erneuerbaren Stromsystems
2.3 Möglichkeiten zukünftiger Strommarktdesigns
2.3.1 Anpassung des Erneuerbaren an das konventionelle Stromsystem
2.3.2 Anpassungen am aktuellen Marktdesign
2.3.3 Erweiterungen des aktuellen Marktdesigns
2.3.4 Ansätze für grundlegende Änderungen des Marktdesigns
2.4 Ergebnisse des Artikels

3 Kritische Einschätzung
3.1 Methodik
3.2 Vergleich mit alternativen Forschungsansätzen
3.3 Politische Einordnung

4 Schlussfolgerung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Prognose der deutschen Stromerzeugung für das Jahr 2050 (Quelle: Eigene Darstellung nach WINKLER UND ALTMANN (2012))

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Vor- und Nachteile unterschiedlicher Marktdesigns für ein komplett erneuerbares Stromsystem (Quelle: Eigene Darstellung nach WINKLER UND ALTMANN (2012))

1 Einleitung

Die deutsche Stromversorgung beruhte jahrzehntelang primär auf einem System aus einer Reihe unterschiedlichster Großkraftwerke. Aufgrund ihrer speicherba- ren Inputenergieträger und der damit verbundenen Flexibilität der Produktion konnte die Stromversorgung jederzeit relativ problemlos gesichert werden. Seitdem der Klimawandel stärker ins Bewusstsein von Mensch und Politik ge- rückt ist, wurde die deutsche Stromerzeugung mit ihren größtenteils fossilen Kraftwerken und dem damit verbundenen hohen CO2-Ausstoß zunehmend in Frage gestellt. Mit dem Erlass des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 und dessen Novellierungen in den Jahren 2004, 2009 und 2012 hat in Deutschland ein Ausbau der Erneuerbaren Energien stattgefunden, der in diesem Ausmaß nicht erwartet worden ist. Hinzugekommen ist, durch das Atomunglück 2011 in Fukushima, der stufenweise Ausstieg aus der Atomenergie bis zum Jahr 2022 und die sofortige Abschaltung erster Reaktoren.

Der starke Ausbau Erneuerbarer Energien und die Abschaltung erster Atom- kraftwerke führten zu Veränderungen an den Strommärkten. Ein Großteil der erneuerbaren Stromerzeugung zeichnet sich im Vergleich zur sonst fossilen oder nuklearen Stromerzeugung durch drei wesentliche Aspekte aus: Keine variablen Kosten für den Energieträger, eine größtenteils dargebotsabhängige Erzeugung und geringe Leistungsgrößen einzelner Kraftwerke sowie eine damit verbundene dezentrale Erzeugung. Durch die vermehrte Einspeisung Erneuerbarer Energien werden die teureren Grenzkraftwerke aus der Merit Order verdrängt, sodass die Strompreise an den Börsen teilweise sinken.^[1] Besonders durch den zunehmen- den Ausbau der Solarenergie flacht die sonst übliche Mittagsspitze bei den Groß- handelspreisen zunehmend ab. Infolge dessen verlieren die fossilen Mittel- und Spitzenlastkraftwerke zunehmend wichtige Einnahmequellen zur Erwirtschaf- tung ihrer Deckungsbeiträge. Eine Folge daraus sind die dauerhafte Abschaltung erster Kraftwerke und fehlende Investitionen in zukünftige Spitzen- und Mittel- lastkraftwerke. Diese aber werden trotz der weiteren Zunahme der Stromerzeu- gung aus Erneuerbaren Energien zukünftig gebraucht, um die Versorgungssi- cherheit auch dann zu gewährleisten, wenn die Erneuerbaren Energien aufgrund von fehlendem Wind- oder Sonnendargebot nicht produzieren können.

Dieses Problem ist inzwischen auch in der Politik angekommen. Das Energiekon- zept der Bundesregierung sieht daher vor, zu „prüfen, inwieweit auch der Strommarkt weiterentwickelt“ und „ein zukunftsfähiges Marktdesign entwickelt“ werden kann.^[2]

Durch die Entwicklungen der vergangenen Jahre und die Erwartungen für die Zukunft wird deutlich, dass die Ausgestaltung des aktuellen Strommarktdesigns nicht genügt, um die Erneuerbaren Energien entsprechend in den Markt zu integrieren und die Versorgungssicherheit langfristig zu garantieren.

Im Rahmen dieser Seminararbeit werden Möglichkeiten diskutiert, wie das aktu- elle Strommarktdesign an die zukünftigen Herausforderungen angepasst werden kann. Die Grundlage dieser Arbeit ist der Artikel „Market Designs for a Comple- tely Renewable Power Sector“ von den Autoren Jenny Winkler und Matthias Alt- mann.^[3] Nach der Einleitung werden das Vorgehen, die gewählte Methodik, ge- troffene Annahmen und die Ergebnisse von WINKLER UND ALTMANN (2012) in Ka- pitel 2 thematisiert. In Kapitel 3 wird zum Artikel anschließend kritisch Stellung bezogen und es erfolgt eine Einordnung in die Literatur und in politische Überle- gungen. Ein abschließendes Fazit und ein Ausblick der Arbeit finden sich in Kapi- tel 4.

2 Die Arbeit zu Marktdesignoptionen für ein rein regene- ratives Energiesystem von WINKLER UND ALTMANN

2.1 Untersuchungsziel und Aufbau des Artikels

Das Ziel der Autoren mit diesem Artikel besteht darin, die größten Herausforderungen durch die Veränderungen im deutschen Stromsystem zu identifizieren und darauf aufbauend verschiedene Möglichkeiten zur Anpassung des Strommarktdesigns zu analysieren. Dabei werden Vor- und Nachteile alternativer Ausgestaltungsmöglichkeiten thematisiert. Es folgt eine Bewertung der verschiedenen Ansätze und eine abschließende Empfehlung, welche Ansätze eines zukünftigen Strommarktdesigns weiter untersucht werden sollten.

Der Artikel ist schwerpunktmäßig in drei Teile untergliedert. Zu Beginn werden wesentliche Charakteristika des Stromsystems benannt. Anhand dieser Eigen- schaften wird ein Vergleich zwischen dem Derzeitigen und einem komplett er- neuerbaren Stromsystem durchgeführt. Im nächsten Schritt zeigen die Autoren auf, welche Probleme aus einem vollständig erneuerbaren Strommarkt resultie- ren und welche Auswirkungen damit verbunden sind. Der Schwerpunkt der Ar- beit besteht im dritten Schritt darin, Optionen zur zukünftigen Gestaltung des Stromsystems aufzuzeigen und diese hinsichtlich ihres Beitrags zur Lösung zuvor erkannter Probleme und zusätzlicher Aspekte zu bewerten. Abschließend ziehen die Autoren ein Fazit und geben Empfehlungen für einen zielführenden politischen Umgang mit der Problematik ab.

2.2 Untersuchungsansatz

2.2.1 Deutsches Stromsystem 2050

Im ersten Schritt analysieren WINKLER UND ALTMANN (2012) Prognosen aus fünf verschiedenen Studien zur Entwicklung des deutschen Strommarktes bis 2050.^[4] Dabei bleiben die Erwartungen der Studien in Bezug auf Import- und Speicher- kapazitäten sowie Lastmanagement bewusst unberücksichtigt, auch wenn auf deren Bedeutung für ein komplett erneuerbares Stromsystem hingewiesen wird.^[5] Die Prognosen werden besonders in Hinblick auf die erwarteten Kapazitäten der verschiedenen Energieträger im Jahr 2050 untersucht. Die Ergebnisse sind in Abbildung 1 dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Prognose der deutschen Stromerzeugung für das Jahr 2050 (Quelle: Eigene Darstellung nach WINKLER UND ALTMANN (2012)6)

Abgebildet werden die relativen Durchschnittswerte der verschiedenen Energieträger sowie deren Abweichungen, gewonnen aus den Minimal- und Maximalkapazitäten der verschiedenen Studien.^[7]

Dieser „grobe Ansatz“^[8] soll trotz hoher Unsicherheiten bei den Prognosen ein möglichst realistisches Bild der deutschen Stromerzeugung für das Jahr 2050 abbilden. Deutlich wird anhand der teilweise weit auseinanderliegenden Mini- mal- und Maximalwerte in Abbildung 1, dass die Prognosen der einzelnen Stu- dien teils sehr weit auseinander gehen. Einig sind sich aber alle Studien darüber, dass die Windenergie den größten Teil der Stromproduktion ausmachen wird und dabei der Offshore Windenergie der deutlich größere Anteil im Vergleich zur Onshore Windenergie zukommt. Besonders zu beachten gilt auch, dass über den Durchschnitt der Studien mehr als 70% der Stromproduktion von Wind und Sonne und damit von dargebotsabhängigen Energieträgern produziert wird.

2.2.2 Relevanz wesentlicher Systemmerkmale für das Marktdesign

Im nächsten Schritt werden sieben für ein Marktdesign wesentliche Charakteris- tika aufgezeigt und anhand dessen Unterschiede im Vergleich des heutigen Stromsystems mit einem zukünftig komplett erneuerbaren Stromsystem ausge- arbeitet. Berücksichtigte Charakteristika sind die Kostenstruktur, die Regelbar- keit und Vorhersagbarkeit, die Anforderungen an Kraftwerksstandorte, der Ka- pazitätskredit, die Flexibilität sowie die Eigentümerstruktur der Erzeugungsein- heiten.

Die Kostenstruktur wird sich laut WINKLER UND ALTMANN (2012) beträchtlich verändern.^[9] Derzeit hätten die meisten Kraftwerke noch beachtliche Grenzkosten, was sich in einem komplett erneuerbaren Stromsystem ändern würde. Dort hätten alle Energieträger, abgesehen von der Biomasse, variable Kosten von null.¹⁰ Da die Grenzkosten am Strommarkt preissetzend sind1¹¹ kämen mit der veränderten Erzeugungsstruktur erhebliche Einschnitte auf den Strommarkt zu. Unberücksichtigt bleiben an dieser Stelle allerdings die Opportunitätskosten von Stromspeicherung sowie von lastvariablen Anlagen.¹²

Die Regulierbarkeit des zukünftigen Kraftwerksparks wird im Vergleich zur aktu- ellen Situation abnehmen. Aufgrund der Dargebotsabhängigkeit eines Großteils der erneuerbaren Stromproduktion besteht zu großen Teilen nur die Möglichkeit der Runterregelung bzw. Abschaltung von Erzeugungseinheiten. Aufgrund des- sen wird es für die Stromproduktion schwieriger werden dem Lastprofil zu fol- gen.

Ein weiteres Charakteristikum ist die Vorhersagbarkeit der Stromproduktion. Auch wenn die Vorhersagen zu Windverhältnissen und Sonneneinstrahlung kontinuierlich verbessert wurden, bestehen besonders zur Day-Ahead-Auktion nach wie vor bedeutende Prognosefehler,¹³ was bei einer erwarteten Stromerzeugung von 65% bis über 80% aus Wind und Sonne spürbare Auswirkungen hat. Aufgrund dessen wird der Handel standardisierter Produkte für Terminmärkte in einem solchen System ebenfalls erschwert.

Die Anforderungen an Kraftwerksstandorte sind besonders bezüglich der Netzsituation von Bedeutung. Abhängig davon, wo neue Erzeugungskapazitäten entstehen muss unter Umständen die Netzinfrastruktur ausgebaut werden. Strom aus Sonne, Biomasse und Onshore-Wind können prinzipiell überall erzeugt werden, wenn auch mit unterschiedlicher Wirtschaftlichkeit. Anders sieht das bei Offshore-Wind, Geothermie und Wasserkraft aus. Hierzu sind nur bestimmte Regionen und Gebiete geeignet. Je nach Ausbau der Erneuerbaren Energien wären laut WINKLER UND ALTMANN (2012) 32,6% - 53,4% der Anlagen nicht an einen bestimmten Standort gebunden, heute sind es nur 29%.¹⁴

Der Kapazitätskredit ist die gesicherte Leistung von Erzeugungskapazitäten und eine zentrale Kenngröße für die erzeugungsseitige Versorgungssicherheit.¹⁵ Durch den geringen Kapazitätskredit von Photovoltaik (PV) und Windenergie sind Anreize für Investitionen in weitere Speicherkapazitäten, mehr Möglichkei- ten zum Lastmanagement oder neue Kraftwerkskapazitäten erforderlich.¹⁶ Die Flexibilität von Erzeugungskapazitäten ist besonders bedeutend, um auf Nachfrageänderungen oder Produktionsausfälle zu reagieren. Besonders flexibel können PV, Wind und Laufwasser auf eine Reduktion der Produktion reagieren. Biomasse kann sowohl die Produktion erhöhen als auch verringern. Die Ge- schwindigkeit der Leistungsänderung ist abhängig von der verwendeten Techno- logie, generell jedoch schnell möglich. Genauso können Wasserspeicherkraftwer- ke ihre Produktion flexibel gestalten und Pumpspeicherkraftwerke schnell in beide Richtungen reagieren. Infolgedessen wird der zukünftig erneuerbare Kraftwerkspark im Vergleich zur derzeitigen Situation schneller Kapazitäten herunterregeln können. Allerdings wird das Erzeugen zusätzlichen Stroms, auf- grund verhältnismäßig großer dargebotsabhängiger Kraftwerkskapazitäten, er- schwert.

Ein ebenso zu berücksichtigender Aspekt ist die größere Diversifikation der Ei- gentümerstruktur in einem komplett erneuerbaren Stromsystem. Aufgrund des- sen ist es erforderlich kleineren Akteuren den Zugang zu den Märkten zu erleich- tern. Dazu wäre unter anderem eine Absenkung der Transaktionskosten sinnvoll.

WINKLER UND ALTMANN (2012) bewerten in Tabelle 3 ihres Artikels die unterschiedlichen Erzeugungseinheiten für Strom in Bezug auf die verschiedenen Kriterien.¹⁷ Diese Übersicht kann zu einem vertiefenden Verständnis beitragen, wird an dieser Stelle aber nicht weiter behandelt.

2.2.3 Probleme eines komplett erneuerbaren Stromsystems

Aus den im vorherigen Kapitel festgestellten Unterschieden, zwischen dem aktu- ellen und einem zukünftigen Stromsystem, entwickeln WINKLER UND ALTMANN (2012) im Anschluss die daraus resultierenden Probleme für das zukünftige Stromsystem. Dazu zählen fehlende Kostendeckung und fehlende Investitionsan- reize, ein erhöhter Bedarf an Regelenergie und untertägigem Handel, zunehmen- de Netzengpässe, Notwendigkeit der Integration einer größeren Anzahl von Marktakteuren und die Möglichkeiten zur Ausübung von Marktmacht.¹⁸

Fehlende Kostendeckung und Investitionsanreize entstehen unter anderem durch eine erwartete Reduktion des durchschnittlichen Strompreises, volatilere Preise und veränderte Lastprofile für nicht-variable Kraftwerke. Hinzu kommen die geringere Vorhersagbarkeit der Stromproduktion und eine geringere Regelbar- keit der Kraftwerke. Dargebotsabhängige Erzeugungskapazitäten mit Grenzkos- ten nahe null, wie Windenergieanlagen, sind beispielsweise davon betroffen. Das Problem der Windenergie ist, dass zu Zeiten hoher Windstromproduktion der Strommarktpreis sinkt und der Wert der Windenergie unter dem Durchschnitts- preis am Strommarkt liegt. Dadurch wird die Fixkostendeckung deutlich er- schwert und Investitionsanreize fehlen. Diese Probleme bestehen nicht, wenn die Windenergie weiter über eine ausreichende Einspeisevergütung finanziert wird. Darüber hinaus sind auch die regelbaren Kraftwerke besonders betroffen. Durch die hohen Unsicherheiten bezüglich der Strompreisentwicklung gehen auch Un- sicherheiten in Bezug auf die zu erreichenden Volllaststunden regelbarer Kraft- werke einher, wodurch die Investitionsrisiken spürbar steigen. Verstärkt wird der Effekt durch die aufkommenden Probleme mit der Day-Ahead-Preisfunktion als Referenzpreis für das Handeln von Forwards und Futures. Diese entstehen durch die Preisunsicherheiten und die hohe Volatilität an den Großhandelsmärk- ten.¹⁹

Ein weiteres Problem ist ein erhöhter Bedarf an Regelenergie und untertägigem Handel. Aufgrund der schlechteren Vorhersagbarkeit der dargebotsabhängigen Erzeugungseinheiten im Day-Ahead Markt kommt es zu einem Anstieg der Nach- frage an Regelenergie. Hinzu kommt, dass in einem komplett erneuerbaren Stromsystem durch die geringere Flexibilität der Erzeugungsanlagen eine kleine- re Anzahl regelbarer Kraftwerke zur Verfügung stehen. In der Konsequenz stei- gen der Bedarf sowie die Kosten für Regelenergie und die Liquidität im Intraday- Handel sinkt.

Aufgrund der veränderten Anforderungen an Kraftwerksstandorte durch ein komplett erneuerbares Stromsystem und die geringere Regelbarkeit der Kraft- werke entstehen neue Probleme mit Netzengpässen. Besonders die räumliche Ballung der Offshore-Windstromerzeugung wird dabei Probleme bereiten. Ebenfalls zu berücksichtigen ist, dass durch die zukünftig veränderte Eigentü- merstruktur die Integration einer großen Anzahl neuer Akteure in den Markt erforderlich wird. Zusätzlich entstehen Möglichkeiten zur Ausübung von Markt- macht. Diese ergeben sich wegen einer veränderten Eigentümerstruktur sowie einer geringeren Vorhersagbarkeit und Regelbarkeit der Erzeugungseinheiten.

WINKLER UND ALTMANN (2012) bezeichnen eine ausreichende Kostendeckung so- wie Investitionsanreize als die größte Herausforderung für das zukünftige Strommarktdesign.²⁰ Dabei wird in Frage gestellt, ob ein reiner Energiemarkt ²¹ in der Lage ist ausreichende Investitionsanreize zu bieten, damit die zukünftig erforderlichen Kraftwerkskapazitäten zugebaut werden. Während regelbare Er- zeugungseinheiten ihre Fixkosten mit einer geringeren Anzahl an Volllaststunden decken müssen, haben dargebotsabhängige Erzeugungseinheiten generell mit einem niedrigeren Preisniveau zu kämpfen. Möglichkeiten einer positiveren Entwicklung der Verhältnisse am Strommarkt werden von WILSON (2010)²² er- läutert und von WINKLER UND ALTMANN (2012) aufgegriffen.²³

[...]

¹ Vgl. Weber und Woll (2007), S. 10.

² BMWi und BMU (2010), S. 20 f.

³ Vgl. Winkler und Altmann (2012).

⁴ Vgl. Barzantny, Achner und Vomberg (2009), Faulstich et al. (2011), Kirchner und Matthes (2009), Klaus et al. (2010), Nitsch et al. (2010).

⁵ Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 78.

⁶ Vgl. Ebd., S. 78.

⁷ Da die untersuchten Studien teilweise sehr unterschiedliche Annahmen bezüglich der zu- künftigen Stromnachfrage sowie -produktion haben, verwenden WINKLER UND ALTMANN (2012) für ihre Annahmen, aufgrund einer besseren Vergleichbarkeit, relative Werte. Die absoluten Werte sind in Tabelle 1 des Artikels von WINKLER UND ALTMANN (2012) (S. 79) zu finden.

⁸ Winkler und Altmann (2012), S. 78.

⁹ Vgl. Ebd., S. 79.

¹⁰ Sonstige variable Kosten für Instandhaltung, Wartung und ähnliches bleiben dabei unbe- rücksichtigt.

¹¹ Vgl. Ockenfels, Grimm, Zoettl (2008), S. 17 ff.

¹² Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 79.

¹³ Vgl. Weber (2010), S. 3158 f.

¹⁴ Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 81. Beim heutigen Wert von 29% wird angenommen, dass Steinkohlekraftwerke nur in der Nähe der Küste, Braunkohlekraftwerke in der Nähe von Förderstätten und Atomkraftwerke in der Nähe von Flüssen oder dem Meer lokalisiert sind.

¹⁵ Für nähere Informationen zum Kapazitätskredit vgl. Maurer et al. (2010), S. 36.

¹⁶ Vgl. Gross et al. (2006), S. 59 f.

¹⁷ Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 80.

¹⁸ Vgl. Ebd., S. 77, 81 f.

¹⁹ Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 81.

²⁰ Vgl. Ebd., S. 81 f.

²¹ In einem reinen Energiemarkt oder „Energy-only-Markt“ werden Kraftwerksbetreiber nur für ihre Stromproduktion vergütet. Für die Bereitstellung von Erzeugungskapazitäten erfolgen keine Zahlungen.

²² Vgl. Wilson (2010), S. 46 f.

²³ Vgl. Winkler und Altmann (2012), S. 82.