Strommarkt

Der deutsche Strommarkt ist im Wandel, viele sprechen sogar von einer Revolution. Die Liberalisierung des Strommarkts im Jahr 1998 und die kurz darauf beschlossene Energiewende läuteten eine drastische Umgestaltung des traditionellen Strommarkts ein. Im „neuen Strommarkt“ treten Erneuerbare Energien (Wind- und Wasserkraft, Photovoltaik, Biomasse und Geothermie) an die Stelle von fossilen Rohstoffen zur Energiegewinnung (Uran, Steinkohle, Braunkohle, Erdgas und Öl). Aus dieser Umgestaltung ergeben sich eine Vielzahl von Veränderungen und Herausforderungen im Strommarkt.

Strommarkt 2.0: Dezentrale Stromerzeugung erhöht Liquidität und Wettbewerb

Im neuen Strommarkt werden durch fossile Energieträger befeuerte Großkraftwerke nach und nach durch relativ kleine dezentrale Erzeugungsanlagen ersetzt. Die Konsequenz: Nun kann jede Privatperson Strom erzeugen und in das Netz einspeisen. Ehemalige Monopolisten bekommen Konkurrenz von kleinen Stadtwerken, neugegründeten Energieunternehmen und Kleinerzeugern. So ist die Anzahl der Teilnehmer im Strommarkt seit 1998 stark gestiegen – und zwar nicht nur, weil es nun mehr unterschiedliche Anlagenbetreiber gibt, die dafür sorgen, dass der Stromverbrauch durch genügend Kapazität auf Erzeugerseite gedeckt ist. Sondern auch, weil seit dem EEG 2012 eine große Zahl von Direktvermarktern Erneuerbarer Energien den Markt betreten haben und die Erneuerbaren stärker in die bestehenden Strommärkte integriert haben. Diese Entwicklungen haben zusätzliche Liquidität in den Markt gebracht und auch den Wettbewerb in vielen Bereichen dieses weitläufigen Marktes gesteigert.

Übersicht Strommarkt Grafik

Weg von Subventionen, hin zur Marktintegration

Seit dem EEG 2012 wird die Marktintegration erneuerbarer Energien besonders gefördert. Unter anderem wurde 2012 die Marktprämie für Strom aus erneuerbaren Energien, die an der Strombörse direktvermarket werden, eingeführt. Sie liefert einen Anreiz für Grünstrom-Erzeuger, ihren Strom bedarfsorientiert an der Strombörse anzubieten. Die Differenz zur fixen Einspeisevergütung wird Ihnen in Form der Marktprämie ausgezahlt, sodass sie sich nicht schlechter stellen als würden sie die fixe Einspeisevergütung in Anspruch nehmen. Außerdem wurde durch das EEG 2012 die gleichzeitige Bereitstellung von Strom aus regelbaren EE-Anlagen wie Wasserkraft- und Biogasanlagen auf dem Regelenergiemarkt möglich. Seither können diese EE-Anlagen also gleichzeitig direktvermarktet werden und Systemdienstleistungen in Form von positiver und negativer Regelleistung bereitstellen.

Durch die Möglichkeit der Bereitstellung dieser beiden Produkte – Direktvermarktung und Regelenergie – werden die erneuerbaren Energien seit dem EEG 2012 weitaus stärker in den Strommarkt integriert. Damit können sie durch die Marktprämie unter relativ sicheren Bedingungen ihre Konkurrenzfähigkeit gegenüber konventionell hergestelltem Strom erproben. Da die Erlöse, die direktvermarkteter Grünstrom an der Börse erwirtschaftet, von der EEG-Einspeisevergütung abgezogen werden, reduzieren sich außerdem langfristig die öffentlichen Ausgaben für die Bezuschussung von Erneuerbaren Energien. Der Weg für den subventionsfreien, wettbewerblichen Einsatz Erneuerbarer Energien wurde also bereits geebnet.

In Summe bedeutet das, dass der Strom aus erneuerbaren Energiequellen im „neuen Strommarkt“ sowohl langfristig als auch kurzfristig an der Strombörse und im außerbörslichen OTC-Handel (Over-the-Counter) gehandelt wird. Zusätzlich können die Erneuerbaren Regelenergie und damit Systemleistungen bereitstellen und werden in einem letzten Schritt bei Bedarf gezielt von den Verteilnetzbetreibern durch das Einspeisemanagement reguliert. Damit kann der Grünstrom seit 2012 in allen Bereichen des Strommarkts mitmischen.

Flexibel regelbare Anlagen zum Ausgleich von Netzschwankungen

Das Stromangebot und die Stromnachfrage müssen sich zu jedem Zeitpunkt decken. Um dieses Marktgleichgewicht zu finden, verlassen sich die Käufer und Verkäufer an der Strombörse auf Prognosen. Sie handeln Erzeugungskapazität, bis genug Anlagen bereit stehen, um die erwartete Nachfrage zu decken. Aber keine Prognose ist perfekt. Kraftwerke können ausfallen und die Nachfrage schwankt mit jedem Druck auf einen Lichtschalter. Der Vorteil im neuen Strommarkt ist, dass durch die kleineren Stromerzeugungsanlagen einzelne Ausfälle leichter ausgeglichen werden können. Der Nachteil ist, dass Wind und Sonne im Alltag schwerer prognostizierbar sind als flexibel regelbare Kraftwerke.

Es ist also möglich, dass Schwankungen der Stromproduktion, die die Netzfrequenz steigen oder fallen lassen, in Zukunft häufiger vorkommen. Regelleistung, die diese Schwankungen ausgleicht (mehr Informationen zur Regelenergie finden Sie hier), müsste dann in Zukunft schneller und flexibler bereitstehen. Virtuelle Kraftwerke mit vielen vernetzten Kleinerzeugungsanlagen haben in der Regel kürzere Reaktionszeiten als große Anlagen und sind zusätzlich sehr feingliedrig regelbar. Darum wird Virtuellen Kraftwerken in der Zukunft eine immer größere Bedeutung zukommen: Sie müssen sehr kurzfristig und punktgenau ihre Leistung hoch- oder runterfahren, wenn die Übertragungsnetzbetreiber (Amprion GmbH, 50 Hertz Transmission GmbH, Transnet BW GmbH und TenneT TSO GmbH) Frequenzschwankungen im Stromnetz melden.