Subventionsanf\u00e4llige Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte sind keine Alternative <\/font>"},"content":{"rendered":"Der Ausbau der regenerativen Stromerzeugungstechnologien schreitet in Deutschland mit hohem Tempo voran. Der Anteil gr\u00fcnen Stroms am Stromverbrauch erh\u00f6hte sich von unter 7\u00a0% im Jahr 2000 \u2013 dem Jahr, in dem das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zur Subventionierung \u201egr\u00fcnen\u201c Stroms eingef\u00fchrt wurde \u2013 auf rund 46\u00a0% im Jahr 2020. Das fr\u00fchere Ziel, den Gr\u00fcnstromanteil in Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 35 % zu steigern, wurde weit \u00fcbertroffen.<\/p>\n
Was weltweit gro\u00dfe Beachtung findet, hat jedoch gravierende Nachteile. So h\u00e4tte die EEG-Umlage, mit der die Stromverbraucher die gr\u00fcne Stromproduktion zu finanzieren haben, im Jahr 2021 mehr als 9 Cent je Kilowattstunde (kWh) betragen und damit rund ein Drittel des Endkundenpreises, wenn nicht mit steuerlichen Mitteln aus dem Corona-Konjunkturpaket die EEG-Umlage auf das Niveau von 6,5 Cent gesenkt worden w\u00e4re. Besonders betroffen von der Zahlung der EEG-Umlage sind die rund 7,5 Millionen armutsgef\u00e4hrdeten Haushalte in Deutschland. Diese m\u00fcssen im Vergleich zu wohlhabenderen Haushalten gr\u00f6\u00dfere Anteile ihres Einkommens f\u00fcr Energie aufwenden und werden daher durch weitere Strompreissteigerungen \u00fcberproportional stark in Mitleidenschaft gezogen. Dar\u00fcber hinaus wird immer mehr gr\u00fcner Strom produziert, f\u00fcr den (noch) keine Nachfrage vorhanden ist: Dem stetig wachsenden Angebot an Gr\u00fcnstrom steht ein \u00fcber die Jahre hinweg betrachtet stagnierender Stromverbrauch gegen\u00fcber.<\/p>\n
<\/p>\n
Das zunehmende \u00dcberangebot f\u00fchrt zwangsl\u00e4ufig zu Gro\u00dfhandelspreisen f\u00fcr Strom, die niedriger sind als ohne den massiven Zubau von Erneuerbaren-Kapazit\u00e4ten, immer h\u00e4ufiger sogar zu negativen B\u00f6rsenstrompreisen. In diesen Zeiten wird der Strom nicht etwa nur ans Ausland verschenkt. Damit der \u00fcbersch\u00fcssige Strom \u00fcberhaupt Abnehmer findet und so die Netzstabilit\u00e4t gew\u00e4hrleistet werden kann, muss in Form negativer Preise sogar eine \u201eEntsorgungsgeb\u00fchr\u201c an die Abnehmer bezahlt werden. Problematisch ist auch, dass die tempor\u00e4ren Ungleichgewichte zwischen Angebot und Nachfrage Auswirkungen sowohl auf die Stabilit\u00e4t der Netzspannung als auch die Frequenz haben \u2013 die Folge sind immer h\u00e4ufigere Eingriffe der \u00dcbertragungsnetzbetreiber zur Vermeidung von Blackouts.<\/p>\n
Zu dieser tempor\u00e4ren Gef\u00e4hrdung der Versorgungssicherheit mit Strom kommt ein mittel- bis langfristig auftretendes Versorgungsproblem hinzu: Das m\u00f6gliche Fehlen von konventionellen Kraftwerken als Versicherung gegen den weitgehenden Totalausfall der regenerativen Erzeugungskapazit\u00e4ten in sogenannten Dunkelflauten im Winter. Diese treten im Durchschnitt alle zwei Jahre \u00fcber einen Zeitraum von bis zu zwei Wochen auf, weil der Wind in dieser Zeit nur schwach weht und die Windstromerzeugung dadurch praktisch zum Erliegen kommt. Vor diesem Hintergrund d\u00fcrfte der gleichzeitige Ausstieg aus der Kernkraft und der Kohleverstromung nicht unkritisch sein: Dadurch werden bis Ende des Jahres 2022, wenn s\u00e4mtliche Atomkraftwerke in Deutschland abgeschaltet sein sollen, rund 22 Gigawatt an Atom- und Kohlekraftwerken \u2014 das sind rund ein Viertel aller heutigen konventionellen Kapazit\u00e4ten \u2014 weniger am Netz sein als im Jahr 2018, als der Kohleausstieg noch l\u00e4ngst nicht beschlossen war. Ende des Jahres 2022 d\u00fcrfte die Gesamtleistung aller konventionellen Kraftwerke deshalb unterhalb der maximalen Nachfragelast liegen, die im Winter rund 82 Gigawatt betr\u00e4gt.<\/p>\n
Es stellt sich somit die sehr berechtigte Frage, ob in nicht allzu ferner Zukunft ausreichende Kraftwerkskapazit\u00e4ten vorhanden sein werden, die dann einspringen k\u00f6nnen, wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint. Nicht zu Unrecht wurde vor einigen Jahren dar\u00fcber diskutiert, ob nicht sogenannte Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte geschaffen werden sollten, in denen das Vorhalten von Kraftwerkskapazit\u00e4ten belohnt wird. Eine solche Pr\u00e4mie f\u00fcr Versorgungssicherheit m\u00fcssten dann die Verbraucher \u00fcber einen h\u00f6heren Strompreis bezahlen.<\/p>\n
Der Einf\u00fchrung von Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkten hat das Bundeswirtschaftsministerium damals eine Absage erteilt. Aus gutem Grund: Vor der \u00fcbereilten Einf\u00fchrung eines Kapazit\u00e4tsmarktes kann nur gewarnt werden, denn ein solcher Schritt k\u00f6nnte die Etablierung eines neuen, kostenintensiven Subventionsregimes bedeuten. Dessen Wiederabschaffung d\u00fcrfte sehr schwer werden, wie man am Beispiel der F\u00f6rderung gr\u00fcnen Stroms mittels des EEG gelernt haben sollte. Mittlerweile liegt das Volumen der EEG-F\u00f6rderung bei \u00fcber 25 Milliarden Euro j\u00e4hrlich. Dies erkl\u00e4rt, warum eine Abschaffung dieses F\u00f6rdersystems bis heute nicht gelungen ist, obwohl regenerative Technologien in der Vergangenheit immer kosteng\u00fcnstiger geworden sind und sich bei Preisen f\u00fcr Emissionszertifikate von aktuell \u00fcber 50 Euro je Tonne Kohlendioxid ihre Wettbewerbsf\u00e4higkeit gegen\u00fcber Kohle- und Erdgas-Kraftwerken stark verbessert hat.<\/p>\n
Es ist daher zu begr\u00fc\u00dfen, dass die Politik in der Frage der Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte vorerst weiterhin standhaft bleibt, wenn mit dem Verweis auf potenzielle langfristige Versorgungsl\u00fccken und darauf, dass in anderen europ\u00e4ischen L\u00e4ndern Kapazit\u00e4tsmechanismen bereits eingef\u00fchrt sind, die Betreiber konventioneller Kraftwerke den Druck erh\u00f6hen. Dies ist aus deren Sicht verst\u00e4ndlich, da sich viele Kraftwerke wegen steigender Preise von Emissionszertifikaten immer weniger rentieren und die Gewinne weg zu brechen drohen. Das Argument, dass andere L\u00e4nder die Vorhaltung konventioneller Kraftwerksleistung pr\u00e4mieren, sollte die Politik jedoch gerade nicht unter Druck setzen: Deutschland k\u00f6nnte im Hinblick auf die Versorgungssicherheit von den Kapazit\u00e4tsmechanismen in den Nachbarl\u00e4ndern profitieren, ohne erst einmal selbst solche einf\u00fchren zu m\u00fcssen.<\/p>\n
Angebot und Nachfrage nach Strom k\u00f6nnen mittelfristig auch dadurch wieder besser in Einklang gebracht werden, dass der Ausbau der H\u00f6chstspannungsleitungen von Norden nach S\u00fcden voranschreitet, wenn auch langsam. Zunehmend \u00fcbersch\u00fcssiger Windstrom aus dem Norden Deutschlands kann damit in die Verbrauchszentren in den S\u00fcden und Westen des Landes sowie ins Ausland transportiert werden. W\u00fcrden insbesondere auch die grenz\u00fcberschreitenden Leitungen ausgebaut werden, k\u00f6nnte der Strom in Zeiten der Unterversorgung aufgrund von Windstille von konventionellen Kraftwerken aus dem Ausland bezogen werden.<\/p>\n
Dar\u00fcber hinaus werden \u00fcber kurz oder lang Alternativen zur Einf\u00fchrung von Kapazit\u00e4tsmechanismen in Deutschland geschaffen. Dazu geh\u00f6ren technologische Innovationen wie die Entwicklung besserer Batterien und anderer Speichertechnologien, der Ausbau der Infrastruktur f\u00fcr das Speichermedium Wasserstoff sowie das Lastmanagement zur Flexibilisierung der Nachfrage. So erhalten gro\u00dfe Stromnachfrager, wie etwa der Aluminiumhersteller Trimet aus Essen, mittlerweile eine Pr\u00e4mie, wenn sie in Zeiten geringen Stromangebots f\u00fcr einige Stunden auf ihre Produktion und somit auf den Verbrauch von Strom verzichten. Dies stellt einen Paradigmenwechsel dar: Fr\u00fcher hatte sich das Angebot nach der Nachfrage gerichtet, nicht umgekehrt.<\/p>\n
Es wird sicher noch einige Zeit dauern, bis dieser Paradigmenwechsel vollzogen ist und kosteng\u00fcnstige Speichertechnologien in gro\u00dfem Umfang verf\u00fcgbar sind. Durch die Einf\u00fchrung von Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkten sollte jedoch nicht vorschnell auf die Realisierung dieser Optionen verzichtet werden, ebenso wenig wie auf eine Flexibilisierung des Preissignals zur St\u00e4rkung der Marktkr\u00e4fte. So sollte die Preisobergrenze von 3.000 Euro pro Megawattstunde an der Stromb\u00f6rse erh\u00f6ht oder gar g\u00e4nzlich fallen gelassen werden, so dass Betreiber konventioneller Reservekraftwerke in den wenigen Stunden im Jahr, in denen solche Preisspitzen zu verzeichnen sind, ihr Geld verdienen k\u00f6nnen. (In anderen L\u00e4ndern sind noch h\u00f6here Preisspitzen nichts Ungew\u00f6hnliches!)<\/p>\n
Nicht zuletzt stellt sich die Frage, ob durch die zunehmende Abschaltung konventioneller Kapazit\u00e4ten die Strompreise an der B\u00f6rse nicht ohnehin so stark steigen, dass sich der Betrieb von Erdgaskraftwerken wieder dauerhaft lohnt. Es ist jedenfalls noch nicht ausgemachte Sache, dass der sogenannte Energy-only-Markt, in dem nur die Stromproduktion verg\u00fctet wird, nicht aber das blo\u00dfe Vorhalten von Leistung, es nicht doch richten kann \u2014 auch wenn derzeit ohne diverse, au\u00dferhalb des Marktes stehende Reservemechanismen wie die Reservekapazit\u00e4ten, die von der Bundesnetzagentur auf Kosten der Verbraucher requiriert werden, die Stromversorgungssicherheit nicht gew\u00e4hrleistet werden k\u00f6nnte.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
Der Ausbau der regenerativen Stromerzeugungstechnologien schreitet in Deutschland mit hohem Tempo voran. Der Anteil gr\u00fcnen Stroms am Stromverbrauch erh\u00f6hte sich von unter 7\u00a0% im Jahr … <\/p>\n
\u201eVersorgungssicherheit mit Strom: Kann der Markt es richten?
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