Verbesserte Markt- und Systemintegration von Erneuerbaren Energien im Strombereich

Masterarbeit von Sabine Hüttner

Problemstellung:

Die Bundesregierung vereinbarte Ende 2007 mit dem Integrierten Energie- und Klimaprogramm das Ziel, den Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf 25 bis 30% zu steigern. Der dynamische Ausbau der Erneuerbaren Energien in den letzten Jahren führte dazu, dass das Ziel für 2010 von 12,5 % bereits übertroffen wurde. Der Anteil im Jahr 2007 lag bei ca. 14,2%.

Ziel des Integrierten Energie- und Klimaprogramms der Bundesregierung ist es, den Herausforderungen des globalen Klimawandels und der weltweit steigenden Energienachfrage sowie -preisen mit geeigneten Maßnahmen zu begegnen. Im Fokus stehen dabei vor allem die Steigerung der Energieeffizienz und der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien im gesamten Energiesystem (Strom/Wärme/Verkehr). Erneuerbare Energien (EE) sind aus folgenden Gründen dazu geeignet, einen wesentlichen Beitrag zur nachhaltigen Energieversorgung zu leisten:

Vermeidung von Kohlendioxid (CO2)-Emissionen und Beitrag zu Klimaschutzzielen, Diversifikation der Rohstoffvielfalt und Unabhängigkeit von fossilen Rohstoffen, Absicherung gegen Kostensteigerungen bei fossilen und nuklearen Energieträgern, Vergleichsweise einfaches Abbauen und Recyceln, Stärkung der regionalen Wertschöpfung und Sicherung der Arbeitsplätze.

Ein steigender Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energie ist jedoch auch mit einigen Problemen verbunden: Das Angebot dieser Energiearten unterliegt zum Teil erheblichen Schwankungen, insbesondere bei der Nutzung von Windkraft und solarer Energie. Die sich daraus ergebene fluktuierende Stromerzeugung kann die Stabilität des Gesamtsystems beeinflussen, da eine Synchronität von Angebot und Nachfrage nicht gegeben ist. Der hohe Anteil an fluktuierender Einspeiseleistung erfordert vom Netzbetreiber das Vorhalten und die kurzfristige Bereitstellung von Regelleistung.

Zum anderen wird die Einspeisung von EE-Strom zunehmend durch Netzengpässe begrenzt. Aufgrund von Nutzungskonzentrationen einzelner EE in bestimmten Regionen kann der Verbrauch dort unter der Erzeugung liegen. Falls die Übertragungsnetze dann an ihre Grenzen stoßen und ein Transport in andere Verbrauchszentren nicht möglich ist, kann dies zur Abschaltung oder Drosselung von EE-Anlagen führen. Vor dem Hintergrund der marginalen Grenzkosten ist insbesondere die Drosselung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen sowie Laufwasserkraftwerken volkswirtschaftlich ineffizient.

Trotz der bis dato erreichten Kostendegressionen ist Strom aus Erneuerbaren Energien derzeit noch nicht eigenständig wirtschaftlich. Daher ist es Aufgabe der Politik, geeignete Rahmenbedingungen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu schaffen. Das zentrale Förderinstrument in Deutschland ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG (derzeit gültig in der Fassung vom 01.01.2009). Dieses gewährleistet den Anlagenbetreibern eine feste Einspeisevergütung über einen definierten Zeitraum. Zentrale Vorteile des Förderinstruments sind die hohe Effektivität und Effizienz sowie die Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber. Damit konnte ein erhebliches Wachstum im Bereich des Stroms aus EE in den letzten Jahren erreicht werden. Wesentlicher Schwachpunkt des Gesetzes ist seine geringe Marktnähe. Es werden keine gezielten Anreize gesetzt, EEG-Strom bedarfsgerecht zu produzieren und in das bestehende Stromsystem zu integrieren.

Ziel der Arbeit:

Ziel der Masterarbeit ist es, Ansätze zur Systemoptimierung im Sinne eines höheren EE-Anteils in technischer und ökonomischer Hinsicht zu untersuchen und Handlungsmöglichkeiten für eine verbesserte System- und Marktintegration aufzuzeigen. Der Schwerpunkt der Arbeit liegt in der Analyse, wie technische Möglichkeiten zum Ausgleich der Schwankungen im Bereich der Erneuerbare Energie systemtechnisch am besten eingesetzt werden können und wie die EE sinnvoll der Marktsteuerung auf dem Energiemarkt unterworfen werden können.

Die Systemintegration und damit die technische Optimierung zielen auf einen effizienteren Umgang mit der fluktuierenden Einspeisung aus EE-Anlagen. Bei der bedarfsgerechten Einspeisung geht es um die Regelung und Steuerung von Angebot und Nachfrage. Insbesondere werden der Einsatz von Speichern, der Einsatz des Lastmanagements sowie die Netzeinbindung untersucht.

Die Notwendigkeit der verbesserten Marktintegration ergibt sich zum einen aus der mangelnden Marktnähe des derzeitigen EEG-Systems und zum anderen aus der Erfordernis, dass EEG-Akteure in Zukunft (nach Auslaufen des Förderzeitraums) ohne Förderung auf dem Markt agieren müssen. Daher sind Maßnahmen zu treffen, die eine schrittweise Überführung in eine freie Vermarktung ermöglichen. Darüber hinaus sind technische und ökonomische Maßnahmen sinnvoll zu kombinieren. So kann sich aus der Abbildung der Erzeugungsschwankungen im Markt ein Anreiz für die Investition in Speichertechnologien ergeben.

Vor diesem Hintergrund ist das Förderinstrument EEG an die steigenden Anforderungen anzupassen. Die Schwachstellen liegen neben den bereits erwähnten fehlenden marktwirtschaftlichen Anreizen in den sich kurzfristig ändernden EEG-Monatsbändern mit impliziten Beschaffungsrisiken für Versorger sowie im intransparenten Profilservice der Übertragungsnetzbetreiber. Verbesserungspotenzial liegt daher vor allem in den Bereichen Vermarktung, Wälzungsmechanismus und Profilservice (Veredelungsprozess).

Aufbau der Arbeit:

Im Anschluss an diese kurze Einführung in die Thematik gibt Kapitel 2 zunächst einen Überblick über die Grundlagen der verschiedenen Erneuerbaren Energiequellen. Anschließend wird das Erneuerbare-Energien-Gesetz als zentrales Förderinstrument und Grundlage für das Wachstum in diesem Sektor in seiner jetzigen Form vorgestellt. In Kapitel 3 wird untersucht, welche Anforderungen vor dem Hintergrund eines steigenden EE-Anteils erfüllt werden müssen und welche Ziele mit einer verbesserten System- und Marktintegration anzustreben sind.

In Kapitel 4 werden zunächst Instrumente zur technischen Systemintegration untersucht. Die Maßnahmen beschäftigen sich dabei mit der Einbindung von EE-Anlagen in das Stromnetz, der Möglichkeiten zur Nutzung von Speichertechnologien sowie dem Einsatz von steuerbaren Lasten in Form eines Lastmanagements. Anschließend werden im Rahmen einer systemtechnischen Analyse die einzelnen Instrumente bewertet. Dazu wird auf Grundlage der Bestimmung der Restnachfrage ein zusätzlicher Flexibilisierungsbedarf ermittelt.

Kapitel 5 analysiert Maßnahmen zur verstärkten Marktintegration der Erneuerbaren Energien. In diesem Zusammenhang werden verschiedene Modelle zur Vermarktung sowie zur Wälzung und Veredelung untersucht. Im Rahmen der folgenden energiewirtschaftlichen Analyse werden diese Modelle anhand der in Kapitel 3 vorgestellten Kriterien bewertet und eine Modellwahl vorgenommen. Nach einem Ausblick auf die zukünftige Strompreisentwicklung wird eine Einsatzreihefolge der Integrationsmaßnahmen ermittelt sowie eine Simulation der weiteren Entwicklung der Direktvermarktung vorgenommen.

Kapitel 6 fasst die erforderlichen Anpassungen im Energiesystem und auf dem Strommarkt zusammen und stellt eine mögliche Maßnahmenkombination zusammen. Daraus werden schließlich Handlungsempfehlungen entwickelt. Die Arbeit schließt ab mit einem Fazit zur zukünftigen Aufgabengestaltung im Energiemarkt und gewährt insbesondere einen Ausblick auf eine europäische Koordination der Förderungen der Erneuerbaren Energien im Strombereich. Berücksichtigung fanden im Rahmen der Erarbeitung der vorliegenden Arbeit aktuelle Entwicklungen bis zum 30.04.2009.

Inhaltsverzeichnis:

Textprobe:

Kapitel 5.1.1.5, Integrationsbonus:

Eine weitere Möglichkeit zur Verbesserung der Integration ist die Zahlung einer Prämie, wenn bestimmte Anforderungen für die Integration erfüllt sind. Dabei werden nicht die Marktkräfte sondern zusätzliche Tarife genutzt. Es kommen verschiedene Alternativen in Betracht, die sich nach der geförderten Technologie unterscheiden. Die Ziele liegen generell in der Feinsteuerung der Technikentwicklung sowie in der Erschließung von Potenzialen.

Ein Speicherbonus soll der Förderung der Speichertechnologie dienen. Die Speicherung führt zu Energieverlusten, daher sollte der Speicher nur eingesetzt werden, wenn es aus Systemsicht sinnvoll ist. Bei einer Vorhaltungsprämie würde sich der Einsatz des Speichers nach den Marktanreizen und damit nach Engpässen richten. Aufgrund der einheitlichen Vorhaltungsprämie müssten hierbei Vorschriften für die Dimensionierung festgelegt werden. Da sich bis 2020 ein begrenzter kurzfristiger Speicherbedarf ergibt, ist ein Speicherbonus nicht zielführend für die Integration. Um die Speichercharakteristika am tatsächlichen Bedarf auszurichten, scheinen zielgenauere Förderung durch Ausschreibungen geeigneter.

Des Weiteren wird das so genannte 4.000-Volllaststundenmodell vom Bundesverband Erneuerbarer Energien (BEE) diskutiert. Es sieht vor, dass WEA einen Bonus von 20 Euro/MWh erhalten, wenn sie in mehr als 4.000 Stunden im Jahr Energie erzeugen. Dies soll durch die Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung erreicht werden. Ziel ist es, Abschaltungen zu vermeiden, technisch neue Optionen zu aktivieren sowie die Einspeisung zu vergleichmäßigen. Dieses Modell ist allerdings als problematisch einzuschätzen, da die Gefahr kontraproduktiver Anreize besteht. So könnte gut integrierbarer Windstrom eventuell gespeichert werden, um die 4.000 Stunden zu erreichen. Das Abregeln der WEA zur Einhaltung der Vorgaben sowie der ineffizienter Einsatz auf der Nachfrageseite sind zu vermeiden. Daher findet dieses Modell in der wissenschaftlichen Diskussion keine Zustimmung. Eine Alternative mit ähnlicher Zielsetzung besteht darin einen Anreiz für die Auslegung der Generatorleistung einer WEA zu setzen. Da insbesondere bei hohen Windgeschwindigkeiten ein hoher Energieertrag erreicht werden kann, sind die WEA in der Regel auf einen hohen Leistungsbereich ausgelegt und erreichen ihre Nennleistung bei ca. 12 bis 14 m/s Windgeschwindigkeit. Zu bedenken ist jedoch, dass hohe Windgeschwindigkeiten nur selten erreicht werden und die WEA häufiger in Teillast betrieben werden muss. Geringer Windgeschwindigkeiten (4 bis 6 m/s) treten demgegenüber häufiger auf und im Rahmen einer geringeren Nennleistung könnten dies effizienter ausgenutzt werden.

Weiterhin könnte ein so genannter Kombikraftwerks-Bonus zur Förderung virtueller Kraftwerke eingeführt werden. Ein virtuelles Kraftwerk besteht aus mehreren dezentralen Anlagen sowie einer Steuereinheit, die die Daten dieser dezentralen Anlagen verarbeitet, Prognosen erstellt sowie den Einsatz aller Kraftwerke im Abgleich zu den aktuellen Börsendaten optimiert. Ziel eines solchen Kraftwerkspools ist die profitorientierte Vermarktung des Stroms. Vorteile ergeben sich in einem Pool durch die Zusammenfassung mehrerer verteilter Anlagen eventuell unterschiedlicher Technologien zum Beispiel mit Speichern oder auch Lasten. Solch ein Kombikraftwerk kann Strom bedarfsorientierter erzeugen als einzelne Anlagen. Daher besteht die Möglichkeit, diese Kombikraftwerke explizit zu fördern.

Ein Vorschlag zur Ausgestaltung eines Kombikraftwerksbonus (KK-Bonus) sieht einen Bonus vor, der für EEG-Anlagen gewährt wird, die ihre Anlagen mit Einrichtungen zur Speicherung von Strom, Brennstoff oder Wärme sowie mit Lastmanagementanwendungen kombinieren. Eine Bedarfskomponente dient als Anreiz, die Einspeisung von EEG-Strom in Zeiten mit einem hohen Bedarf zu verlagern und wird gezahlt, wenn gezielt Energie in Zeiten mit hohem Bedarf eingespeist beziehungsweise wenn gezielt Energie in Zeiten mit niedrigem Bedarf entnommen wird. Die Bedarfskomponente beträgt 2 Cent/kWh und wird für 20 Jahre gewährt, allerdings nur für Anlagen, die den erzeugten Strom nicht direkt vermarkten. Die Höhe der Bedarfskomponente soll sich an der durchschnittlichen Spreizung der Spotmarktpreise bemessen, so dass durch die feste Vergütung des KK-Bonus vergleichbare Anreize zur Verlagerung gesetzt werden wie durch den Marktpreis in der Direktvermarktung.

Eine weitere Technologiekomponente soll Technologien fördern, die zukünftig in einem auf EE basierenden Energieversorgungssystem benötigt werden, deren Kostenstruktur jedoch derzeit keinen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht. Der finanzielle Anreiz ist nach Technologie und Leistung differenziert. Die Technologiekomponente soll jährlich in den ersten fünf Betriebsjahren ausgezahlt werden. Anders als die Bedarfskomponente kann die Technologiekomponente auch von Anlagen in der Direktvermarktung in Anspruch genommen werden.

Zu den wesentlichen Kritikpunkten an einem Kombikraftwerksbonus zählen die mangelnde Marktorientierung des Modells und die Gefahr der Fehlsteuerung. Wenn ähnliche Anreize gesetzt werden wie in einer Direktvermarktung, stellt sich die Frage, warum ein zweites Festpreissystem aufgebaut werden soll. Das EE-Segment sollte sich eher hin zu einer höheren Marktorientierung entwickeln. Das Modell des KK-Bonus steigert die Komplexität des Systems, da Aufwand für die Erfassung der eingespeisten und entnommenen Energiemengen sowie für die Verteilung auf die Zeiten mit hohem und niedrigem Bedarf im Rahmen der Abrechnung entstehen wird. Unklar bleibt, welchen Anspruch Anlagen haben, die zwischen Direktvermarktung und Festvergütung wechseln. Der Staat bestimmt, welche Technologien in einem auf EE basierenden Energieversorgungssystem benötigt und wie diese gefördert werden. Dabei besteht neben der Gefahr, dass andere Technologien eventuell effizienter eingesetzt werden könnten, das Risiko der Überförderung und Mitnahmeeffekte. Um die Entwicklung zur größeren Marktnähe nicht durch weitere feste Vergütungen zu gefährden und damit das Festpreissystem für die Zukunft zu festigen, sollte die Direktvermarktung dem KK-Bonus vorgezogen werden.

Es bleibt festzuhalten, dass der Ausbau solcher Kraftwerkspools aus Systemsicht sinnvoll ist. Dabei ist allerdings zu prüfen, in welchem Maße ein solcher Ausbau erforderlich wird. Für eine Übergangszeit wäre ein KK-Bonus denkbar, jedoch ist davon auszugehen, dass mittelfristig energiewirtschaftliche Anreize ausreichen, für eine aus Systemsicht sinnvolle Erweiterung virtueller Kraftwerke zu sorgen.