Gürtel zum Hosenträger? Reserven im Stromnetz


Veröffentlicht am 9. Juni 2017

Mit dem Strommarktgesetz 2016 wurden die Netzreserve, die Kapazitätsreserve und die Sicherheitsbereitschaft eingeführt bzw. neben vorherigen Verordnungen nun auch in das EnWG aufgenommen. Sind all diese Reserven wirklich nötig?

Was all diese Maßnahmen gemeinsam haben ist, dass es sich bei ihnen nur um positive Leistung handelt, also entweder um Kraftwerke, die ihre Stromproduktion im Bedarfsfall anheben, oder um Lasten, die ihren Stromverbrauch im Bedarfsfall senken. In diesem Beitrag möchten wir diskutieren, welche Reserve nach unserer Auffassung ihren Zweck erfüllt.

Für eine Übersicht der gesetzlichen Ausgestaltung der Strommarktreserven schauen Sie sich gern unseren Wissensbeitrag zu diesem Thema an.

Netzreserve

Die Netzreserve hat zwar den gleichen übergeordneten Zweck wie die beiden anderen Reserven, operativ ist sie aber vor allem dazu gedacht, in den Winterhalbjahren bis zum Jahr 2023 Kraftwerksleistung im Süden Deutschlands für Redispatch-Maßnahmen bereitzuhalten, die über das gewöhnliche Maß hinausgehen. Der Bedarf hierfür ist im Winter am höchsten, da dann in der Regel die Stromnachfrage insbesondere im Süden, wo die Verbrauchsdichte höher ist, besonders hoch ist und (Offshore-)Windkraftparks insbesondere im Norden viel Strom produzieren. Wenn also im Norden mehr Strom produziert wird als über das Stromnetz in den Süden transportiert werden kann, dort aber ein hoher Bedarf ist, weisen die ÜNB konventionelle Kraftwerke im Norden an, ihre Leistung zu drosseln, während die Netzreserve im Süden hochgefahren wird.

Hier bietet sich ein kleiner Einschub an, da die meisten Artikel über Redispatch-Maßnahmen insbesondere die Windenergie für den Bedarf an Redispatch verantwortlich machen. Tatsächlich ist die Situation komplexer als das: Die Bundesnetzagentur hält in ihrem Bericht über die Mindesterzeugung im April 2017 fest, dass der konventionelle Erzeugungsdeckel[1], also der Leistungswert, den konventionelle Kraftwerke auch bei negativen Strompreisen nicht unterschreiten, in den untersuchten Stunden zwischen 18,8 und 23,6 GW lag (Seite 66). Die durchschnittliche Last beträgt etwa 80 GW in Deutschland, also nimmt der konventionelle Erzeugungsdeckel gut 25 % der Gesamtnachfrage ein.

Als wichtigsten Grund für diese hohe Leistungsuntergrenze geben insbesondere Betreiber von Kern- und Braunkohlekraftwerken technische Restriktionen der Kraftwerke an. Diese Kraftwerke sind also nicht flexibel genug, um auf Preissignale im Markt zu reagieren: Wenn die Windkraftanlagen sehr viel Strom produzieren, der Strompreis daraufhin sinkt und die Braunkohle- und Atomkraftwerke aus Marktsicht ausgeschaltet werden sollten, weil ihr Strom nicht benötigt wird (schließlich haben die Windkraftanlagen Grenzkosten nahe null und sollten als günstigste Stromquelle bevorzugt einspeisen), fahren diese dennoch auf Teillast weiter und erhöhen damit den Bedarf an Redispatch-Maßnahmen – und den Bedarf an Netzreserve. Redispatch ist also nicht primär ein „Erneuerbarenproblem“. Der Effekt der Braunkohle auf den Redispatch ist tatsächlich enorm: Im jeweils ersten Halbjahr der Jahre 2012 und 2013 fuhren die deutschen Braunkohlekraftwerke trotz negativer Strompreise nie unterhalb einer Auslastung von 42 %, maximal sogar bei 73 %. In Summe wurden Kraftwerke im Mitteldeutschen und im Lausitzer Braunkohlerevier in ungefähr 1.600 Stunden des Jahres 2014 abgeregelt, also in ca. 18 % der Jahresstunden. Betroffen sind vor allem die Kraftwerke Boxberg, Jänschwalde, Lippendorf, Schkopau und Schwarze Pumpe. Auch die beiden Steinkohlekraftwerke Mehrum (Niedersachen) und Farge (Bremen) waren mit knapp 1.400 und 600 Stunden häufig vom Redispatch betroffen.

In die Netzreserve werden alle Kraftwerke aufgenommen, die die ÜNB als systemrelevant einstufen, aber momentan nicht betriebsbereit oder zur Stilllegung angezeigt sind. Das sind im Moment:

  • die Gaskraftwerke Irsching (Bayern), Mainz 2 (RLP) und Darmstadt (Hessen) sowie der GuD-Teil des Rheinhafen-Dampfkraftwerk Karlsruhe (BW)
  • die Steinkohlekraftwerke Bexbach (Saarland), Weiher (Saarland), Staudinger (Hessen), Altbach/Deizisau (BW), Heilbronn (BW) und Walheim (BW)
  • und die Heizölkraftwerke Ingolstadt (Bayern) und Marbach am Neckar (BW)

Da die ÜNB diese Anlagen in der Südhälfte Deutschlands also als wichtig für die Stromnetzstabilität einstufen, dürfen sie nicht stillgelegt werden, sondern müssen vorerst in die Netzreserve überführt werden und dort für Abrufe der ÜNB bereitstehen. Der darüber hinausgehende Kraftwerksbedarf wird aus geeigneten Anlagen im europäischen Ausland gedeckt.

Den Netzreservebedarf für den zurückliegenden Winter 2016/17 hat die BNetzA auf 5.400 MW festgelegt. Der höchste Abruf im letzten Winter lag mit 3.324 MW im Januar 2017 (Seite 12) um rund 2.000 MW deutlich darunter – und das trotz der massiven Engpässe in Frankreich, wo über mehrere Monate zwischen September 2016 und Februar 2017 zeitweise bis zu 20 GW an Kernkraftwerksleistung ausfiel. Für den Winter 2017/18 wurde der Bedarf auf enorme 10.400 MW (Seite 55) beinah verdoppelt, insbesondere um „systemrelevante Mehrfachfehler“ zu berücksichtigen und damit das Sicherheitsniveau noch einmal zu steigern. Im darauffolgenden Winter 2018/19 sollen dann 3.700 MW ausreichen, da bis dahin die Engpassbewirtschaftung auf der deutsch-österreichischen Grenze eingeführt sein soll, von der die ÜNB eine deutliche Entlastung der Netze in Starkwind-/Starklastzeiten erwarten.

Die großen Sprünge in der Berechnung der Bedarfsmenge und die bisherigen Erfahrungen der tatsächlichen Abrufmengen lassen den Schluss zu, dass die Netzreserve sehr großzügig kalkuliert ist. Dennoch ist die Netzreserve grundsätzlich eine wichtige Netzstabilitätsmaßnahme: Im letzten Winter wurde sie an 108 Tagen mit durchschnittlich immerhin 865 MW Leistung abgerufen (Seite 12). Diese im Vergleich zu den Vorjahren höheren Abrufraten, die innerhalb eines neuen Redispatch-Konzepts der ÜNB zustande kamen, führten unter anderem dazu, dass der Bedarf an gewöhnlichen Redispatch-Maßnahmen im Vergleich zu 2015 um 25 % gesunken ist und sich die Kosten mit nun 219 Mio. Euro beinahe halbierten, während die Kosten für die Netzreserve nach aktuellen Schätzungen nur um knapp 9 % auf 248 Mio. Euro stiegen.

Die ÜNB begründen die Kostensenkungen damit, dass sie seit 2016 den Redispatch effizienter planen, da nun Kraftwerke in der Netzreserve vorgezogen würden, wenn sie einen Engpass effizienter beheben könnten als die gewöhnlich kontrahierten Redispatch-Anbieter. Aus dieser Perspektive ist es sinnvoll, dass den ÜNB mehr unterschiedliche Leistung zur Verfügung steht, um regionale Engpässe bestmöglich auszugleichen. Da es sich bei den Anlagen in der Netzreserve hauptsächlich um Gas- und Steinkohlekraftwerke handelt, die relativ schnell auf Abrufe der ÜNB reagieren können, und die Anlagen einen Teil ihrer Leistung nach Bedarf auch in der Kapazitätsreserve anbieten dürfen, ist es gut, ihre Flexibilität im Stromsystem zu halten. Dennoch sieht es bisher so aus, als sei die vorgehaltene Leistung – gerade auch mit den zusätzlich kontrahierten Kraftwerken im Ausland – zu hoch angesetzt.

Kapazitätsreserve & Sicherheitsbereitschaft

Die Kapazitätsreserve hingegen hat den Zweck, eine eventuelle Lücke zwischen Angebot und Nachfrage im Strommarkt zu schließen. Sie soll insbesondere im Winter einspringen, wenn am Day-Ahead-Markt nicht genug Leistung kontrahiert werden kann, um die Stromnachfrage zu decken – also zu Zeiten, wenn die Stromnachfrage z.B. durch Elektroheizungen und Beleuchtung besonders hoch ist. Im Weißbuch zum Strommarktgesetz (Seite 81) war noch angedacht, Braunkohlekraftwerke in die Kapazitätsreserve zu überführen. Diese Rolle der Braunkohle wurde mit dem Strommarktgesetz dann auf die Sicherheitsbereitschaft übertragen, die dafür zusätzlich ins Leben gerufen wurde – wohl weil klar wurde, dass Braunkohlekraftwerke sich nicht für kurzfristige Einsätze (zwischen Day-Ahead und Lieferung) eignen. Die Teilnahme an der Kapazitätsreserve ist im Gegensatz zur Sicherheitsbereitschaft technologieoffen: Dort dürfen neben Kraftwerken auch Lasten Angebote abgeben. Dies scheint ökonomisch sinnvoll zu sein, weil so zumindest theoretisch ein Wettbewerb geschaffen wird, in dem sich die günstigsten Technologien durchsetzen können.

Soweit die Theorie. Die tatsächliche Notwendigkeit und Effizienz der Kapazitätsreserve ist damit aber noch nicht bestätigt. Die EU-Kommission meldet in einer Pressemitteilung vom 7. April 2017 beihilferechtliche Bedenken an der Kapazitätsreserve an. Dort spricht die EU-Wettbewerbskommissarin Margrethe Vestager von „Zweifel(n) an der Erforderlichkeit dieser Maßnahme und Bedenken bezüglich ihrer Ausgestaltung“. Außerdem habe die EU-Kommission den Eindruck gewonnen, dass die Bundesregierung offenbar nicht plane, die eigentlich auf zwei Jahre befristete Kapazitätsreserveregelung nach 2019 zu beenden. Die Annahmen und Szenarien, die die Bundesregierung ihrer Kapazitätsreserve zu Grunde gelegt hat, sollen daher nun geprüft werden.

Für die Sicherheitsbereitschaft werden seit dem 1. Oktober 2016 nach und nach acht Braunkohleblöcke mit einer Leistung von insgesamt 2,7 GW vorläufig stillgelegt. Hintergrund ist, dass ohne die Stilllegungen die Klimaschutzziele im Jahr 2020 nicht erreicht werden könnten. Die Kraftwerke sollen aber nicht direkt stillgelegt werden, sondern jeweils vier Jahre lang in der Sicherheitsbereitschaft verweilen, um auf das Signal der ÜNB hin innerhalb von zehn Tagen betriebsbereit zu sein und hochzufahren. Die Sicherheitsbereitschaft ist also grundsätzlich auch dazu da, Phasen zu überbrücken, in denen Angebot und Nachfrage auf den Strommärkten kein Gleichgewicht finden, allerdings nicht in der kurzen Frist wie die Kapazitätsreserve. Technologiebezogen ist eine Reaktionszeit von zehn Tagen sinnvoll, denn schneller können die Braunkohlekraftwerke ihre Leistung aus dem Stand nicht hochfahren. Jedoch ist sie ungeeignet für kurzfristige Anpassungen an die Produktion von Wind- und Solarstrom. Welche tatsächlich vorkommenden Engpässe sollen die Kraftwerke also abfangen? Vielleicht ist angedacht, dass die Kraftwerke in den Wintermonaten prophylaktisch angefahren werden und dann den Winter über auf Teillast durchfahren, um dann bei Bedarf schneller reagieren zu können. Das würde aber wiederum den Klimaschutzzielen nicht entgegenkommen.

Stattdessen legt sich ein anderer Grund nahe: Die Anlagenbetreiber MIBRAG, RWE und Vattenfall bekommen für die Sicherheitsbereitschaft insgesamt 1,61 Milliarden Euro, die die Stromverbraucher über ihre Netzentgelte bezahlen. Das Strommarktgesetz begründet die Vergütung damit, dass die Kraftwerksbetreiber für ihre entgangenen Gewinne entschädigt werden sollen. Dabei sagte RWEs damaliger Geschäftsführer Peter Terium bei der Vorstellung der Jahresbilanz 2015 am 8. März 2016 noch, dass „(b)ei einem Börsenpreis von rund 20 Euro je Megawattstunde (…) die Braunkohle wirtschaftlich nicht überleben (kann) und „(e)ine rasche Erholung der Großhandelspreise für Strom (…) jedenfalls nicht in Sicht“ sei. Die Braunkohle scheint also bei den aktuellen Terminmarktpreisen knapp über 20 Euro pro Megawattstunde nicht profitabel, aber für die vorläufige Stilllegung der Kraftwerke innerhalb der Sicherheitsbereitschaft möchten die Konzerne ihre entgangenen Gewinne erstattet haben, die sie angeblich am Markt erwirtschaften würden.

Dies lässt den Verdacht aufkommen, dass die Kosten der Sicherheitsbereitschaft zumindest ökonomisch zweifelhaft sind. Beschenkt die Politik hier etwa die Braunkohlekonzerne für die Abschaltung von luft- und klimaschädigenden und dabei auch noch unwirtschaftlichen Kraftwerken, obwohl diese gar keine Daseinsberechtigung mehr haben? Immerhin hatte kein Unternehmen oder Verband aus der Energiewirtschaft seit Oktober 2014 so viele offizielle Treffen mit Bundeskanzlerin Angela Merkel, Kanzleramtschef Peter Altmaier und dem ehemaligen Wirtschafts- und Energieminister Sigmar Gabriel wie das Management von RWE – dem Konzern, für den Braunkohle bis heute der wichtigste Energieträger ist.

Immerhin sollen die Unternehmen für die anschließenden Kosten der endgültigen Stilllegungen selbstständig aufkommen. Da die Betreiber ihre Kraftwerke am Ende ihrer regulären Laufzeit ohnehin hätten stilllegen müssen, scheint dies nur folgerichtig zu sein. Es ist denkbar, dass die Aufgabe, eine Begründung dafür zu finden, die Stilllegungskosten auch noch auf die Stromverbraucher abzuwälzen, selbst die größten Braunkohleverfechter in den SPD-geführten Energieministerien von Bund, NRW und Brandenburg in die Knie gezwungen hat.

Vattenfall hat nach langer Suche im September 2016 seine unprofitabel gewordenen Braunkohlekraftwerke an das tschechische Energieversorgungsunternehmen EPH verkauft, dem bereits die MIBRAG gehört. EPH hat die ehemalige Braunkohlesparte Vattenfalls inzwischen in die Lausitz Energie Kraftwerke AG (LEAG) umfirmiert. Vattenfall hat den Deal zu einen Kaufpreis nahe null abgeschlossen und EPH zusätzlich noch zwei Milliarden Euro an Barmitteln überlassen, weil die zu erwartenden Kosten für Stilllegung und Rekultivierung angesichts der niedrigen Strompreise an den Großhandelsmärkten die zu erwartenden Erlöse aus den Anlagen bei Weitem übersteigen. EPH rechnet indes mit steigenden Börsenpreisen nach dem deutschen Atomausstieg im Jahr 2022. Ab dann sollen sich die Kohlekraftwerke wieder am Markt auszahlen – Bevölkerungs- und Umweltschutz hin oder her. Die Erlöse aus der Überführung des Kraftwerks Jänschwalde in die Sicherheitsbereitschaft hat das Geschäft für EPH vermutlich zusätzlich versüßt.

Resümee

Die Netzreserve ist angesichts der physikalischen Grenzen der Stromübertragung im Netz sinnvoll. Bis der Bau der Nord-Süd-Trassen abgeschlossen wird, ist es gut, zusätzliche Kapazitäten auf Erzeuger- und Verbraucherseite im Süden für den Redispatch bereitzuhalten. Die Dimensionierung ist jedoch wohl zu groß ausgefallen.

Da die Kapazitätsreserve technologieoffen in einem Ausschreibungsverfahren kontrahiert wird, sollten sich hier die günstigsten Anlagen behaupten. Das wäre für das Stromnetz und die Verbraucher gut, die durch ihre Netzentgelte die Vorhaltung der Kapazitätsreserve finanzieren. Dass auch Lasten teilnehmen dürfen, ist ein wichtiger Schritt dahin, die Nachfrage weiter zu flexibilisieren und an das Angebot von Wind- und Solarstrom anzupassen. Es ist auch sinnvoll, dass die Kraftwerke in der Kapazitätsreserve einem Vermarktungs- und Rückkehrverbot unterliegen, also zum einen nicht gleichzeitig am Markt angeboten werden dürfen und zum anderen nach dem Ausscheiden aus der Kapazitätsreserve endgültig stillgelegt werden müssen. So soll das Risiko unverhältnismäßiger Mitnahmeeffekte durch die Reserve reduziert werden. Genau an diesem Punkt meldet die EU-Wettbewerbskommission mit ihrem Beihilfeverfahren Zweifel an und bemängelt, dass nicht sichergestellt ist, dass die Kapazitätsreserve tatsächlich nach den geplanten zwei Jahren aufgelöst und die Kraftwerke stillgelegt werden. Die Kapazitätsreserve hat also ihre letzte Hürde noch nicht genommen und die deutschen Behörden werden erst noch zeigen müssen, ob die Maßnahme überhaupt nötig ist – dagegen spricht, dass es bisher zumindest nicht vorgekommen ist, dass die Nachfrage auf dem Day-Ahead-Markt nicht gedeckt werden konnte.

Bei der Sicherheitsbereitschaft ist das Bild noch deutlicher: Aus Strommarkt- und Klimaschutzsicht hätte man sicherlich auf sie verzichten können. Da die meisten Braunkohlekraftwerke ohnehin bei derzeitigen Terminmarktpreisen nicht wirtschaftlich betrieben werden können, ist es kaum nachzuvollziehen, dass die betroffenen acht Blöcke für ihre Überführung in die Sicherheitsbereitschaft (in der sie auf Grund ihrer langen Anfahrtszeiten wahrscheinlich nie aktiviert werden) mit 1,61 Milliarden Euro entlohnt werden. Sie scheint eher eine Subvention für angezählte Braunkohlekraftwerke, die einige Arbeitsplätze über die nächsten Jahre retten soll.

Sinn, Unsinn und vor allem die Unsicherheit von Reserven haben sich die Energieblogger von Klimaschutz-Netz in ihrem Artikel Irrtum Energieressourcen: Erdöl- und Erdgasreserven unsicher ausgelotet.

[1] Aus dem konventionellen Erzeugungsdeckel ist die Mindestleistung bereits herausgerechnet, also die Leistung, die die konventionellen Kraftwerke für Systemdienstleistungen wie negative Regelleistung, etc. vorhalten.


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Von

Helen Steiniger ist Referentin der Geschäftsführung bei Next Kraftwerke. Als Nachhaltigkeitswissenschaftlerin brennt sie für die Energiewende und setzt sich mit Leidenschaft für den Strommarkt der Zukunft ein.

Kommentare
Jeffrey Michel: (11.06.17)
Aufgrund der sinkenden Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks Schkopau lässt der MIBRAG-Jahresabschluss 2015 eine vorzeitige Stilllegung des Tagebaus Profen ab 2021 nicht mehr ausschließen: "Der ständige Preisverfall für Elektroenergie führt zur sinkenden Wirtschaftlichkeit der Stromproduktion aus Braunkohle. Besonders gefährdet ist die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks Schkopau. Unter Berücksichtigung des im Jahr 2021 endenden Kohleliefervertrages hat dies besondere Auswirkungen auf die Weiterentwicklung des Tagebaus Profen und den Aufschluss des Baufeldes Domsen. Der Aufsichtsrat setzte sich intensiv mit dieser Frage auseinander."

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