Das Problem des Kapazitätsvorhalts im Grünbuch des Bundeswirtschaftsministers „Ein Strommarkt für die Energiewende“

- von Rechtsanwalt Dr. Achim-Rüdiger Börner, Köln -

Das Bundeswirtschaftsministerium hat Ende Oktober ein Grünbuch »Ein Strommarkt für die Energiewende« vorgelegt, das in den drei Kapiteln, nämlich (1) Strommarkt heute und morgen, (2) Sowieso-Maßnahmen (Marktpreissignale stärken, Stromnetze ausbauen und optimieren, einheitliche Preiszonen erhalten, die europäische Kooperation intensivieren, die Klimaschutzziele erreichen) und (3) Lösungsansätze zur Kapazitätsvorhaltung, die Wahl zwischen einer Umgestaltung des Strommarktes in eine energy-only Lösung (weiterhin nur Arbeitspreise) oder seiner Ergänzung um einen Kapazitätsmarkt (capacity market) auf der Grundlage von zwei zuvor eingeholten Studien vorstellt. An das Grünbuch schließt sich eine Konsultation bis 01.03.2015, für die auch darüber hinaus eine Plattform auf der Internetseite des Bundeswirtschaftsministeriums1 eröffnet sein soll. Unter Berücksichtigung der Beiträge soll dann ein Regelungsvorschlag erarbeitet und in Form eines Weißbuchs veröffentlicht werden, der nach erneuter Konsultation im Herbst 2015 in einem Gesetzgebungsvorhaben münden soll. Der nachfolgende Beitrag veranschaulicht dort noch nicht genannte ökonomische Basisüberlegungen.

Zweck des Grünbuches ist es, die neuen und zusätzlichen Maßnahmen zur Verbesserung der Sicherheit der Versorgung mit Elektrizität dazustellen und die Grundsatzentscheidung vorzubereiten, ob die Verbesserung des Strommarkts in einen »Strommarkt 2.0« ausreicht oder ein Kapazitätsmarkt geschaffen werden soll.

Dazu arbeitet das Grünbuch die Situation auf dem Strommarkt auf hohem Niveau auf, und zwar vor dem Hintergrund der Energiewende und mit gutem, aktuellem (aber auch über die Zeiten verlässlichen?) Zahlenmaterial. Das Grünbuch verdeutlicht in diversen Zusammenhängen die Energiewende einschließlich dem Ausbau Erneuerbarer Energien und der Wirkungen des Emissionshandelssystems, dem Ausbau der Netze und dem Lastmanagement und nennt eine Vielzahl von sehr vernünftigen »Sowieso-Maßnahmen«, also Maßnahmen, die den heutigen, schon weit entwickelten Strommarkt verbessern, ohne die Alternative »Strommarkt 2.0 oder Kapazitätsmarkt« zu präjudizieren. Die diesbezüglichen, überwiegend durch Übereilung gekennzeichneten Desideraten hinterfragt der Beitrag an dieser Stelle nicht und konzentriert sich auf die Kernfrage. Hierzu verdeckt das hohe Niveau des Grünbuchs einfache Sachverhalte.

Richtig ist zunächst die grundsätzliche Darstellung, dass die Realität der Stromflüsse im Netz und die Ergebnisse des Stromhandels immer etwas differieren und in der Realität der Über- oder Unterschuss an Energie im Netz auszugleichen ist, um die Beaufschlagung des Netzes stabil zu halten. Dieser Ausgleich ist die Regelenergie. In einem perfekten Markt entspricht er dem Saldo der Ausgleichsenergien, mit denen die Fahrplananmeldungen der Bilanzkreise mit den ihnen jeweils zugeordneten Stromflüssen ausgeglichen werden. Regelenergie ist also der Saldo der Ausgleichsenergien, mit denen die Bilanzkreise ausbalanciert werden.

Hinzu kommen noch Redispatch-Mengen, mit denen noch vorhandene Netzengpässe im Bundesgebiet überwunden werden; sie entfallen, sobald die Engpässe beseitigt sind. Im europäischen Strommarktverbund fallen solche Redispatch-Mengen nicht an, weil in den grenzüberschreitenden Handel nur die Mengen einfließen, die maximal noch durch die Kuppelstellen passen.

Richtig ist auch, dass der Kapazitätsvorhalt, der national nach Abgleichung mit den Fähigkeiten zum Bezug aus Nachbarstaaten noch zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität erforderlich ist, aus dem Preis für Regelenergie finanziert werden kann. Das monetäre Aufkommen für Regelenergie ergibt sich derzeit, soweit es nicht wie Redispatch-Mengen über die Netzentgelte finanziert wird, aus der Summe der Entgelte für Ausgleichsenergien. Verteuert man den Bezug von Ausgleichsenergie, sei es durch unlimitierte Marktpreise, sie es durch Pönalen, ändert sich die Wirtschaftlichkeit der Bilanzkreise: Für sie wird der Gesamtbezug (Einkauf von Handelsenergie und - positiver wie negativer - Ausgleichsenergie) teurer; entsprechend teurer wird die Abgabe von Strom an die Verbraucher, und der Mehrerlös steht für die Produzenten von Regelenergie zur Verfügung.

Soweit die Theorie. Es bleibt dann nur die Frage, ob und wie man in der vorgängigen Entscheidung über die Methode und letztlich die Höhe des Mehrerlöses sicherstellen kann, dass er ausreicht, damit genug - positive und negative - Regelenergie zur Verfügung gestellt wird. Dabei ist die negative Regelenergie, also die Abfuhr von Überschussmengen, noch das geringere Problem, denn dafür gibt es - abgesehen von Generatorabschaltungen und Mehrverbräuchen, deren zeitgerechte Steuerung schwierig ist, sowie Verkäufen mit negativem Preis ins Ausland - bekannte Techniken, die nicht allzu aufwendig sind: Power to Kinetics (erst Blindstromaufnahme und phasenverschiebende Generatoren, dann Pump- und Dampfkraftspeicher), Power to Heat/to Cool (Wärme- und Kältespeicher), Power to Gas (Wasserstoffproduktion), Power to Chemicals (Batterie). Problematischer ist - und das vernachlässigt das Grünbuch (z.B. S. 16 f.) - die positive Regelenergie, also die Zufuhr von Unterschussmengen, denn dafür braucht es - abgesehen von Minderverbräuchen, deren zeitgerechte Steuerung schwierig ist, und Ankäufen aus dem Ausland mit meist erheblich positivem Preis - im Grunde eine spinning reserve, also Erzeugungsreserven. Sie werden nur selten gebraucht und müssen daher in kurzen earning times eine Vollkostendeckung erwirtschaften. Und dieses earning potential muss für den Betreiber sicher sein, sonst hält er die Kapazität nicht vor.

Das erste Problem ist, dass das earning potential allein aufgrund der Marktentwicklung nicht sicher sein kann. Zu viele Faktoren beeinflussen die Erzeugung und den Verbrauch, die über den Markt ausgeglichen werden. So ist z.B. nicht vorhersehbar, ob und in welchen Größen kurzfristig Strommengen durch Verbrauchsänderungen frei werden, die auf Streik, anderen Ereignissen oder auch willkürliche Abschaltungen beruhen, oder - zumal bei Einsatz volatiler Erzeugung - aus kleineren Anlagen (z.B. nicht wärmegeführten KWK-Anlagen) oder den Nachbarländern bezogen werden können.

Derart kurzfristige Volatilität der Nachfrage wird kaum einen Investor zu langfristigen Engagements und einem Vorhalt von Warmreserve veranlassen, denn der müsste sozusagen auf den Tag des Lottogewinns hoffen, den Tag, an dem das letzte Glas Wasser in der Wüste unbezahlbar ist und dennoch ohne staatliche Preisbegrenzung bezahlt wird. Preiswerte Kleinlösungen aber sind - auch in Vielzahl - nur von begrenztem Wert, dies schon, wenn ein kleiner unvorhersehbarer Zusatzbedarf auftritt, und vor allem dann, wenn eine Wiederbeaufschlagung der Netze ansteht und große, schwarzstart-fähige Kraftwerke fordert.

Das zweite Problem ist, dass die Bilanzkreise für ihre Ausgleichsenergie nicht jeden Preis bezahlen werden und auch nicht bezahlen können. Es braucht ein komplexes, in mehrfacher Hinsicht gestaffeltes System von Pönalen bzw. Aufgeldern, um wirklich sicherzustellen, dass der ultimative Preis für die letzte Einheit Regelenergie gezahlt wird. Die Sicherheiten, die die Bilanzkreise zu hinterlegen haben, damit die Börse ihr Insolvenzrisiko übernimmt, werden damit so teuer, dass die Liquidität im Börsenhandel abnimmt.

Das dritte Problem hängt direkt damit zusammen: Die Marktteilnehmer, die OTC handeln und ihren Strom direkt kaufen/verkaufen, sind an der Problematik der Ausgleichsenergie und damit der Finanzierung der Regelenergie nicht beteiligt. Beteiligt man sie, werden Eigenerzeugung und Direktleitungsbezug zunehmen.

Das vierte Problem betrifft die Haftung. Wenn dem Letztkunden für Stromausfälle nicht oder nur eingeschränkt gehaftet wird, warum soll man dann viel Geld für dessen Versorgungssicherheit ausgeben? Würde man aber die teure Haftung übernehmen, bliebe auch nach dem Regelenergiebezug noch ein Haftungsrisiko übrig, das von einem der Beteiligten zu tragen bzw. zu decken ist und die Vollkosten des Bezugs von Elektrizität (anstelle z.B. des Bezugs von alternativen Energieträgern) verteuert.

Das alles mag letztlich lösbar sein. Es ist jedoch schwierig, »den Markt« als anonyme Summe von Beteiligten für die Systemsicherheit verantwortlich zu machen. Letztlich müssen - notfalls auch kurzfristig - individualisierbare Träger Entscheidungen treffen und - haftend oder politisch tragend - verantworten. Auch wenn das zwingt, berechtigte Vorbehalte gegen noch mehr Regulierung zurückzustellen, spricht das Erfordernis der Zuordenbarkeit von Verantwortung für einen auf Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber und der Bundesnetzagentur zentral geplanten, zeitlich gestuften Leistungsvorhalt, dessen Teilstücke auf der Grundlage von Ausschreibungen dazustellen sind. Ein derart flexibilisierter Weg eines gesetzlichen Verantwortungsträgers hat eine gute Chance, sich als der auf längere Sicht preiswertere Entwicklungspfad zu beweisen.

Das ermöglicht dann auch die Kontrahierung von Elektrizität aus dem Ausland, jedoch ist damit immer ein erhöhtes Risiko der Nichtlieferung verbunden.

Zudem bleiben die zentralen Probleme des gegenwärtigen Strommarkts bestehen. Der Vorrang der Erneuerbaren Energien lässt den Raum für den Wettbewerbsmarkt schrumpfen.

Die merit order, in der die Kraftwerke abgerufen werden, wird durch schwankende und ggf. - durch hoheitliche Verminderung der zulässigen CO₂-Mengen - willkürliche Preise für CO₂-Zertifikate verzerrt: Statt eines fairen Wettbewerbs der Kraftwerke und ihrer Standorte kommt es vorrangig zu einem Wettbewerb der Kraftwerksklassen nach Alter und Brennstoff. Neue Kraftwerke sind nicht viel effizienter und sparsamer, als dass die eingesparten CO₂-Zertifikate die Kostenbelastungen aus Abschreibungen auf Anlagen einsparten. Die unterschiedlichen Brennstoffe legen ebenfalls Kraftwerksklassen fest, und die Kraft-Wärme-Kopplung mit ihrer Möglichkeit, einen Deckungsbeitrag aus der Wärmevermarktung zu gewinnen, ist nicht überall sinnvoll und/oder wirtschaftlich.

Damit bleibt gegenwärtig eine Kardinalfrage, ob es richtig ist, sich auf einen Mindeststand der Versorgungssicherheit zurecht zu schrumpfen. Dieser mag zwar den verhältnismäßig kleinen Einzelinvestitionen in erneuerbare Energien und Lastmanagement mehr Raum geben und so, wenn deren übrige infrastrukturelle Voraussetzungen erfüllt werden, die Energiewende beschleunigen. Der Mindeststand bedeutet aber auch mindere Sicherheit, Impotenz im Katastrophenfall und eine zeitgeistkonforme Knauserigkeit, die der Engländer als »penny-wise and pound foolish« bezeichnet. Nicht nur in der allgemeinen Industrie hat die just-in-time-Effizienz ihr Limit erreicht, und angesichts der hohen Vorlaufzeiten und großen Investitionssummen wäre es in der Infrastruktur gefährlich, Wege einzuschlagen, die auf allzu kurzfristigem Denken und einer Missachtung von Entwicklungspotentialen (insbesondere bzgl. der Weltmärkte und des regionalen Zeitgeists) beruhen.