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Die Energiefrage

 
 
 
 
 
 

Dr. Björn Peters, Ressortleiter Energiepolitik beim DAV

Die Energiefrage - #20
Unerledigte Aufgaben der Energiepolitik: Flexibilitätsmärkte im Stromnetz

Da Strom nicht direkt speicherbar ist, muss dem Stromnetz in jeder Sekunde genau so viel elektrische Energie zugeführt werden wie die Verbraucher abnehmen. Dies gilt nicht nur für das Stromnetz insgesamt, sondern auch an jedem Netzknoten: in den Verteilnetzen bis hin zu jedem Straßenzug. Während der Lastausgleich im großflächigen Übertragungsnetz gut organisiert ist, fehlen Marktmechanismen auf Ebene der Verteilnetzbetreiber.

Auf der Ebene der Übertragungsnetze mit ihren leistungsstarken Hochspannungsleitungen ist seit der EU-Strommarktliberalisierung der 1990er-Jahre klar geregelt, dass die Netzbetreiber keine eigenen Kraftwerkskapazitäten besitzen dürfen.  Sie haben lediglich dafür zu sorgen, dass die Lichter immer anbleiben, dass der Lastausgleich zwischen Nachfrage und Angebot also auf allen Zeitskalen immer gelingt.  Hierzu haben sich Strombörsen entwickelt, an denen die Stromerzeuger von Jahreskontrakten bis hin zu Stundenkontrakten alles anbieten können, was die Netzbetreiber einkaufen müssen.  Für den kurzfristigeren Lastausgleich auf der Ebene von ganzen Stunden, Fünfminuten-Zeitfenstern und der unmittelbaren Netzstabilisierung auf der Ebene unterhalb von 30 Sekunden haben sich sog. Regelleistungsmärkte etabliert:  Die Netzbetreiber sagen, wieviel Megawatt an Leistung innerhalb welcher kurzen Zeit ausgeglichen werden müssen, und die Stromproduzenten bieten diese Flexibilität am Markt an.  Die jeweils preisgünstigsten Anbieter erhalten dann den Zuschlag.

Beispielsweise könnte ein Gaskraftwerk von 500 MW Leistung 400 MW als Dauerleistung über Stundenkontrakte an der Strombörse anbieten und weitere 100 MW als Flexibilitätsleistung im Fünfminuten-Zeitfenster.  Das Kraftwerk würde also mit 80% seiner Leistung durchlaufen.  Ändert sich nun das Verhältnis von Angebot und Nachfrage, könnte das Gaskraftwerk seine Leistung um bis zu 100 MW herauf- oder herunterregeln und hat dafür im ‚Primärregelmarkt' fünf Minuten Zeit.  Andere Bieter im Flexibilitätsmarkt sind Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken.  Neuerdings gibt es auch mehr und mehr Projekte, bei denen große Batterien die Flexibilitätsleistungen anbieten können.  Insgesamt funktionieren diese Regelleistungsmärkte bereits sehr gut innerhalb des kontinentaleuropäischen Netzes vom Atlantik bis zu den osteuropäischen EU-Staaten.

Allerdings schafft der starke Ausbau von Solar- und Windenergie Probleme, denen sich die Übertragungsnetzbetreiber stellen müssen.  Zieht eine Wolke über einen Solarpark, stürzt dessen Produktionsleistung innerhalb von Sekunden ab und baut sich wieder auf, wenn die Wolke vorübergezogen ist.  Ähnlich stark kann die Windstromproduktion mit dem turbulenten Wind auf- und abflauen.  Die Netzbetreiber müssen für diese zusätzlichen Schwankungen zusätzliche Regelleistung am Markt hinzukaufen, dies sind also mittelbare Zusatzkosten der Energiewende.

Dass es technisch immer noch so gut funktioniert, die teils stark schwankenden Einspeisungen aus Solar- und Windkraftwerken auszugleichen, liegt gerade an dem gewählten Marktdesign.  Wie der Autor in der vergangenen Woche auf einer internationalen Speicherkonferenz erfuhr, an der er als Co-Gastgeber, Redner und Moderator teilnahm, haben die Übertragungsnetzbetreiber sich mittlerweile so gut technisch und organisatorisch aufgestellt, dass sie zumindest einen moderaten weiteren Ausbau der ‚erneuerbaren' Energien nicht fürchten.  Weil der Lastausgleich auf Ebene der Übertragungsnetzbetreiber aber so gut funktioniert, wollen die europäischen Strommarktregulierer auf Ebene der EU und der Mitgliedsstaaten das Modell der Regelmärkte auch auf die Verteilnetzbetreiber übertragen.  Allerdings fehlt es hierfür noch an einem geeigneten Marktdesign.

Die Regulierer der EU setzen sich einhellig dafür ein, dass auch die Verteilnetzbetreiber, ähnlich wie ihre großen Brüder, keine eigenen Produktionskapazitäten im Strommarkt besitzen dürfen.  Dies steht im Kontrast zu vielen Projekten mit Batteriespeichern, in denen Verteilnetzbetreiber deren Einsatz in lokalen Regelmärkten testen.  Dabei wäre es relativ einfach, sich auf Marktmechanismen basierende Prinzipien von den Übertragungsnetzen abzuschauen, mit denen auch auf der Ebene von Stadtwerken und Regionalversorgern die kurzfristigen Schwankungen des Stromnetzes ausgeglichen werden könnten.  Die Voraussetzungen hierfür wären eine hinreichende Anzahl an Anbietern von Regelleistung auf dem Gebiet eines Verteilnetzbetreibers ("Marktbreite"), so dass echter Wettbewerb zustande kommt und Preisdruck auf der Regelleistung liegt.

Dass es mengenmäßig genügend Regelleistung auch auf Ebene der Verteilnetzbetreiber gibt, zeigt sich alleine daran, dass es auch nach erheblichem Ausbau der Solarenergie, die fast ausschließlich auf der unteren Ebene eingespeist wird, bislang noch zu keinen nennenswerten Stromausfällen gekommen ist.  Die Regelleistung wird vor allem durch regelbare Kraftwerke bereitgestellt, die an das regionale Stromnetz angeschlossen sind, darüber hinaus steht das Übertragungsnetz zum Ausgleich der schwankenden Einspeisung gerade aus Solarenergie zur Verfügung.  Nach Aussagen der Vertreter der Regulierungsbehörden auf der Speicherkonferenz letzte Woche ist allerdings künftig darauf zu achten, dass die Verteilnetzbetreiber selbst nur in Ausnahmefällen Regelleistung anbieten.  Sobald ein Verteilnetz groß genug ist, müsste es aber viele regelbare Kraftwerke geben, die eine hinreichende Marktbreite gewährleisten könnten.  Bestimmt fänden sich interessierte Dienstleister wie die Strombörse EEX, die die Märkte auf der Ebene der Verteilnetzbetreiber organisieren würden und für eine geordnete Preisfindung sorgen könnten.  Auch gibt es am Regelmarkt der Übertragungsnetzbetreiber ganze Kataloge von Handelsusancen, die ein Funktionieren des Marktes in der Praxis gewährleisten.

Ein weiterer Vorteil solcher regionalen Strommärkte wäre, dass die Stromverbraucher punktgenau dann energieintensive Prozesse anstoßen könnten, wenn der Strom regional preisgünstig ist und daher gut verfügbar.  Beispielsweise könnten Haushalte gerade Spülmaschinen, Waschmaschinen und Trockner dann anschalten, wenn die Sonne scheint.  Damit dies gelingt, auch wenn niemand zu Hause ist, würde ein Markt für Haushaltsgeräte-Automatisierung entstehen.  Allerdings müsste die Politik hierzu den Mut haben, die festen Umlagen auf Strom (EEG-Umlage, Netzentgelte, Stromsteuer usw.) vor allem in Zeiten von Energieknappheit im Stromnetz zu erheben, um lokale Preissignale zu verstärken.

Zuletzt könnten sich an solchen regionalen Märkten für Regelleistung auch neue Dienstleister etablieren, die die freien Kapazitäten von verteilten Batteriespeichern aggregieren und dem Markt zuführen.  Damit könnte eine zusätzliche Einnahmequelle für Käufer von Batteriespeichern entstehen, die heute noch unrentabel sind.  Solche Batterien werden derzeit für die Speicherung von Solarenergie, in Elektromobilen und zur Netzstabilisierung von manchen Unternehmen eingesetzt.

Es sollte uns aber dennoch bewusst sein, dass der saisonale Lastausgleich auch damit nicht gelingen kann, sondern nur der Lastausgleich auf der Ebene von wenigen Sekunden bis zu wenigen Stunden.  Allerdings würde dieser kurzfristige Lastausgleich zu den relativ günstigsten Preisen bewerkstelligt werden. Es gibt daher keinen Grund, die Idee der europäischen Regulierer von regionalen Regelleistungsmärkten nicht zu unterstützen.

15. Mai 2017

Dr. Björn Peters

Peters beschäftigt sich seit vielen Jahren mit dem Energiesektor in Zeiten der Energiewende unter wissenschaftlichen, volks- und betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten. Er ist Inhaber der Unternehmens- und Politikberatung Peters Coll.