Strommarktdesign angesichts des Ausbaus fluktuierender Stromerzeugung

Der Strommarkt in Deutschland befindet sich einer gewaltigen Umbruchphase. Die bisher sehr erfolgreiche Förderung Erneuerbarer Energien hat einen Punkt erreicht, an dem sich zunehmend sowohl technische als auch wirtschaftliche Konflikte mit dem bestehenden Marktsystem abzeichnen. In der vorliegenden Arbeit werden diese analysiert und mehrere Konfliktpunkte durch Modellrechnungen quantifiziert.

Die Marktteilnehmer stehen vor gewaltigen Herausforderungen, wenn bald über 20 Prozent des Absatzmarktes aus dem freien Wettbewerb entfallen und zusätzlich die verbleibende Residuallast, also die Nachfrage abzüglich der Erzeugung aus Erneuerbaren Energien, deutlich volatiler wird. Die Ergebnisse der Modellrechnungen dieser Arbeit zeigen in Verbindung mit dem bestehenden Marktsystem in Europa eine Reihe von zukünftigen Problemen des aktuellen Marktes. Da der Zubau von EEG-Anlagen nicht marktbasiert aufgrund internalisierter CO2-Kosten, sondern auf Basis exogener Fördermechanismen erfolgt, kommt es zu Spannungen mit wettbewerblich agierenden Marktteilnehmern. Aus Sicht des Marktdesigns müssen Erneuerbare Energien im Kurzfristhandel zwingend in den Markt integriert werden. Die Möglichkeit der kurzfristigen Drosselung von EEG-Anlagen ist von hoher Bedeutung um volkswirtschaftlich nachteilige Umverteilungen und erhebliche negative Preise zu vermeiden. Auch im Bereich regionaler Engpässe legen die Ergebnisse nahe, dass durch eine gezielte Steuerung der EEG-Einspeisung in vielen Fällen ein kostenintensiveres Redispatch vermieden werden kann. Vor diesem Hintergrund als auch aufgrund der erheblichen Inkompatibilität mit dem derzeit implementierten Marktdesign erscheint die Einführung regionaler Preise, wie sie in anderen Märkten existieren, nicht sinnvoll. Die zentrale Struktur eines Independent System Operators bietet trotz effizienter Bewirtschaftung von Netzengpässen keine realistische Alternative zum Ausbau des europäischen Binnenmarktes durch Verbesserung der Netzinfrastruktur und Ausweitung der Kooperation von Strombörsen im Market-Coupling.

Die Modellrechnungen dieser Arbeit zeigen, dass auch ohne Kernenergieausstieg der fossile Kraftwerkspark die residuale Nachfrage bis etwa zum Jahr 2030 ohne größere Abschaltungen Erneuerbarer Energien technisch decken kann. Wirtschaftlich ergeben sich jedoch für fossile Kraftwerke aus dem Zubau Erneuerbarer Energien erhebliche Risiken. Ohne zusätzliche Erlöse sind derzeit im deutschen Marktdesign keine neuen Kraftwerke finanzierbar. Hier müssen rechtzeitig finanzielle Anreize und klare politische Rahmenbedingungen gesetzt werden um mittelfristig den Zubau flexibler Kraftwerke zu ermöglichen. Die Kombination aus Erneuerbaren Energien, darunter vor allem Windkraftanlagen, und dynamischen Gaskraftwerken ist in den Modellrechnungen die wirtschaftlichste Option. Eine langfristige direkte Speicherung von EEG-Strom ist in keinem der betrachteten Szenarien wirtschaftlich darstellbar. Insbesondere Kurzfristspeicher, wie sie durch Ausbau der Elektromobilität zur Verfügung stehen können, sind zur nötigen saisonalen Speicherung nicht geeignet.