Kay Schaubach, Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH (DBFZ)

Vortrag: Rechtliche und Marktbedingungen für die flexible Energiebereitstellung

Datum/Uhrzeit: 24.09.2012 zwischen 11.00 Uhr bis 12.30 Uhr
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Zusammenfassung

Die Erneuerbaren Energien (EE) spielen eine immer größere Rolle bei der Energieversorgung. Sie decken inzwischen 20 % des deutschen Inlandsstromverbrauchs (2011). Nach den Zielen des Energiekonzepts der Bundesregierung soll der Anteil bis 2020 auf 35 % und bis 2050 auf 80 % steigen. Das Hauptinstrument zur Erreichung der Ziele ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz, nachdem für Strom aus EE Einspeisevorrang besteht und er eine feste Vergütung erhält. Funktionierte dies hervorragend zur Einführung der EE, ergeben sich aus der nicht am Bedarf ausgerichteten Einspeisung nun bei steigendem Anteil neue Herausforderungen. Diese betreffen zum einen die Netze, da diese auf zentralistische Erzeugung und Verteilung von oben (Übertragungsnetze) nach unten (Verteilnetze) ausgerichtet sind, während die EE dezentral Strom bereitstellen und auf verschiedenen Netzebenen einspeisen. Zum anderen kann es zu einem Überangebot kommen, da u.a. ein Teil der fossilen Kraftwerke, welche Systemdienstleistungen (u.a. zur Netzstabilisierung) erbringen, nicht heruntergefahren werden (können). Durch das entstehende Überangebot kam es in der Vergangenheit bereits zu negativen Strompreisen.

Um die zukünftige bedarfsgerechte Stromversorgung und die Systemstabilität zu gewährleisten, müssen die Erneuerbaren Energien in die bestehenden (Absatz-)Märkte für Stromprodukte integriert werden. Hier zu nennen sind vor allem die beiden Strombörsen EEX (EEX Power Derivatives), wo Termingeschäfte getätigt werden, sowie die EPEX (EPEX Spot), die den Spotmarkt darstellt. Der Großteil der Stromprodukte wird allerdings außerbörslich gehandelt (OTC, Over The Counter), weist aber eine vergleichbare Unterteilung in Termin- und Spotgeschäfte auf. Termingeschäfte dienen der langfristigen Versorgungssicherung, während auf dem Spotmarkt Strommengen für den Folgetag (Day-Ahead-Handel) oder den laufenden Tag (Intraday- Handel) angeboten werden.

Die angebotenen Produkte unterscheiden sich v.a. durch ihre Lieferdauer. Baseload-Produkte dienen zur Deckung der Grundlast, also dem Teil der Nachfrage, welcher unabhängig von tageszeitlichen und saisonalen Schwankungen konstant besteht. Peak-Load-Produkte decken die Mittel- und Spitzenlast ab und werden in Blöcken von 12 Stunden im Zeitraum von 8 bis 20 Uhr angeboten. Zur Deckung der sonstigen planbaren Lasten können weitere Stundenkontrakte abgeschlossen werden.

Zum Ausgleich der ungeplanten kurzfristigen Schwankungen (Frequenzhaltung) kaufen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Kapazitäten für die sogenannte Regelenergie ein. Diese umfasst positive Regelenergie (Erzeugungseinheiten) sowie negative Regelenergie (regelbare Verbraucher). Es existieren drei Produkte am Regelenergiemarkt. Primärregelleistung muss über eine automatische Aktivierung innerhalb von 30 Sekunden zur Verfügung stehen und bis zu 15 Minuten gehalten werden können. Die Mindestangebotsgröße beträgt +/- 1 MW. Die Sekundärregelung muss ebenfalls automatisch aktiviert werden können und innerhalb von 5 Minuten einsatzbereit sein. Sollte die vertraglich gebundene Leistung zur Sekundärregelung nicht ausreichen, kann der ÜNB in Betrieb befindliche Kraftwerke zur Erbringung verpflichten. Die Minutenreserve (Tertiärregelung) muss nach telefonischer Benachrichtigung des Anbieters innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen und mehrere Stunden leisten können. Bei einem automatischen Abrufverfahren liegt hier die Mindestangebotsgröße bei 5 MW, sonst bei 10 MW. Kapazitäten, die der ÜNB über die vertraglich gebundenen hinaus benötigt, kann er über Energiegeschäfte decken. Die Vergabe von Aufträgen zur Bereitstellung von Regelenergie erfolgt über zentrale, gesetzlich geregelte Ausschreibungen. Anbieter müssen eine Präqualifikation mit verschiedensten Anforderungen durchlaufen, um sich an den Ausschreibungen beteiligen zu können.

Seit Anfang 2012 ermöglicht das EEG Erzeugern von Strom aus Erneuerbaren Quellen die Teilnahme an diesen Märkten mit einer speziellen Vergütungsstruktur, dem Marktprämienmodell, welches im Falle von Biogasanlagen um eine Flexibilitätsprämie ergänzt werden kann. Die Marktprämie ist eine dynamische Vergütung, welche dem Anlagenbetreiber die Differenz zwischen dem am Markt erzielten Verkaufspreis und der Vergütung nach EEG-Einspeisung zahlt, zuzüglich einer Managementprämie zur Erstattung der Zusatzkosten der Direktvermarktung. Dieses Modell soll die EEG-Umlage entlasten und gleichzeitig preisliche Anreize zur Teilnahme an den regulären Stromabsatzmärkten setzen. Für regelbare Erneuerbare Energien wird der Monatsmittelwert der Spotmarkt-Stundenkontrakte herangezogen, während für die fluktuierenden Erneuerbaren Energien „relative“ Marktwerte über Faktoren gebildet werden, um der Einspeisung zu Hochpreiszeiten (Solar) und Niedrigpreiszeiten (Wind) Rechnung zu tragen. Auch die Managementprämie unterscheidet sich je nach eingesetzter Technologie. Da sich die Vergütung nach diesem Modell an Durchschnittspreisen orientiert, besteht durch gezielten Verkauf in Hochpreiszeiten die Möglichkeit, die Gewinne zu erhöhen.

Dieses Instrument zeigt erste Erfolge bei der Marktintegration von Erneuerbaren Energien. Vorwiegend Windanlagen nehmen das Marktprämienmodell in Anspruch, aber auch die regelbaren Biomasseanlagen. Mit steigendem Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung wird nicht nur die Systemintegration eine Rolle spielen, sondern er wird zu einem Systemwandel führen. Als Hauptpfeiler der Stromversorgung sollen zukünftig Solar- und Windanlagen dienen, welche jedoch fluktuieren und schwer dem Bedarf angepasst werden können. Sie brechen somit die bisherige Aufteilung der Versorgung in Grund-, Mittel-und Spitzenlastkraftwerke auf. Speicher und regelbare Erneuerbare Energien müssen in diesem Szenario die nicht durch Solar- und Windkraftanlagen bediente Last (Residuallast) decken. Komplementär dazu dient das Steuern der Verbraucher (Demand Side Management, DSM) der Anpassung der Last an die verfügbaren Strommengen.

Die im Vergleich zum heutigen Kraftwerkspark dezentralen, teilweise fluktuierenden und in großer Zahl vorkommenden Erzeuger im eher niedrigen Leistungsbereich stellen an die zukünftige bedarfsgerechte Energieerzeugung völlig neue Herausforderungen im technischen und administrativen Bereich. Diese bringen neue Geschäftsmodelle und Rollen in dem sich transformierenden Markt hervor, die auf neuen bzw. sich in Entwicklung befindlichen Technologien zur Interaktion auf verschieden Ebenen basieren werden.

Zur Person

Weitere Informationen zur Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH (DBFZ) finden Sie unter http://www.dbfz.de.