Was sind Netzreserve, Kapazitätsreserve & Sicherheitsbereitschaft?

Das Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes (Strommarktgesetz) ist zum 30. Juli 2016 vollständig in Kraft getreten (einige Teile des Gesetzes sind bereits rückwirkend zum 1. Januar 2016 in Kraft getreten). Als Mantelgesetz legt es Änderungen vieler strommarktbezogener Gesetze und Verordnungen fest, zum Beispiel des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG), des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) und der Reservekraftwerksverordnung (jetzt NetzResV).

Innerhalb der Änderungen des EnWG sieht das Strommarktgesetz die Einrichtung verschiedener Mechanismen zur Reserveleistungsvorhaltung vor, damit immer genug Kraftwerke bereitstehen, die einspringen können, wenn einmal nicht genug Strom im Markt bereitstehen sollte, um die Stromnachfrage zu decken. Diese Mechanismen sind insbesondere die Netzreserve (§13d), die Kapazitätsreserve (§13e), die Sicherheitsbereitschaft von Braunkohlekraftwerken (§13g) und Netzstabilitätsanlagen (§13k).

Der Entwurf des neuen Strommarktgesetzes wurde am 23. Juni 2016 vom Bundestag mit einigen Maßgaben angenommen und am 29. Juli im Bundesgesetzblatt verkündet. Allerdings sind noch einige Bereiche des neuen Strommarktgesetzes beihilferelevant und bedürfen daher der Zustimmung durch die EU-Kommission. Am 30. August 2016 hat die Bundesregierung hierzu eine vorläufige Verständigung mit der EU-Wettbewerbskommissarin erreicht, sodass die neuen Regelungen vorbehaltlich einiger Anpassungen wie geplant umgesetzt werden sollten.

Im Folgenden haben wir die Mechanismen zur Reserveleistungsvorhaltung aus dem geänderten EnWG zusammengefasst.

Netzreserve

Die Netzreserve (umgangssprachlich auch „Winterreserve“) wurde durch die Reservekraftwerksverordnung (gemäß Artikel 6 des Strommarktgesetzes neuerdings „Netzreserveverordnung“) eingeführt, die bereits am 6. Juli 2013 in Kraft getreten ist. Mit §13d erhält die Netzreserve nun einen eigenständigen Paragraphen im EnWG, der durch die Netzreserveverordnung präzisiert wird.

Die Netzreserve wird jedes Jahr jeweils im Winterhalbjahr gebildet, um Kraftwerkskapazitäten für Redispatch-Eingriffe der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zurückzuhalten, die über den gewöhnlichen Redispatch hinausgehen. Hintergrund ist, dass der Strombedarf im Winter in der Regel besonders hoch ist, während gerade in den Windparks im Norden Deutschlands viel Strom produziert wird. Auf Grund von Netzengpässen auf dem Weg vom Norden in den Süden müssen die ÜNB dann häufig Kraftwerke im Norden abschalten und Anlagen im Süden mit gleicher Leistung hochfahren (Redispatch), um das Stromnetz zu entlasten und den Bedarf vollständig zu bedienen. Da durch den Atomausstieg bis zum Jahr 2022 insbesondere in Süddeutschland weitere Kraftwerkskapazitäten aus dem Markt ausscheiden werden, wird sich dieses Nord-Süd-Gefälle vermutlich in den nächsten Jahren zunächst verschärfen.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) veröffentlicht auf ihrer Website regelmäßig den Bedarf an Kraftwerksleistung in der Netzreserve. In ihr werden (hauptsächlich in Bayern und Baden-Württemberg) flexible Kraftwerksleistungen vorgehalten, die bei Netzengpässen, Spannungsverlusten oder nach einem Blackout einspringen können. Die Netzreserve wird aus Anlagen gebildet, die momentan nicht betriebsbereit sind, aber von den ÜNB als systemrelevant eingestuft werden, und aus systemrelevanten Anlagen, die vorläufig oder endgültig stillgelegt werden sollten, sowie aus geeigneten Anlagen im europäischen Ausland (§13d Abs. 1 Nr. 1). Die Betriebsbereitschaftskosten, also die einmaligen und fortlaufenden Kosten der Herstellung und des Erhalts der Betriebsbereitschaft, werden den Anlagebetreibern dann erstattet (§13c Abs. 1). Die Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt.

Der Strom aus diesen Anlagen darf während ihrer Zeit in der Netzreserve (gemäß §13b Abs. 4 S. 2 zwei Jahre ab der ersten Ausweisung als systemrelevant und zusätzlich jeweils bis zu 2 Jahre für alle weiteren Ausweisungen) nicht am Strommarkt verkauft werden. Die Netzreserveanlagen müssen aber für den Bedarfsfall in Bereitschaft gehalten werden. Sie dürfen gleichzeitig auch an der Ausschreibung zur Kapazitätsreserve teilnehmen. Wenn sie dort bezuschlagt werden, werden die Anlagen nur für die Kapazitätsreserve vergütet, müssen aber weiterhin auf Geheiß der ÜNB innerhalb der Netzreserve ihre Leistung anpassen. Wenn die Anlagen nach ihrer Zeit in der Netzreserve wieder am Strommarkt aktiv werden, müssen die Betreiber den Restwert der investiven Vorteile durch die Vergütung in der Netzreserve zurückzahlen (§13c Abs. 2 S. 2).

Die EU-Kommission hat die Netzreserve grundsätzlich gebilligt, sieht jedoch vor, dass ihr Umfang bis zum Winter 2019/2020 stufenweise um insgesamt 1,5 GW gesenkt wird (Seite 2). Die Reduktion soll durch Flexibilisierungsmaßnahmen im Strommarkt aufgefangen werden.

Kapazitätsreserve

Der neue §13e des EnWG sieht vor, dass die ÜNB die Kapazitätsreserve vorhalten müssen, um Leistungskapazitäten hochzufahren, wenn Angebot und Nachfrage auf den deutschen Strommärkten nicht vollständig ausgeglichen werden können. Damit steht der Abruf der Kapazitätsreserve zeitlich hinter der Strombörse und den Regelenergiemärkten, die Anlagen sollen aber laut Weißbuch (Seite 81) je nach ihrer spezifischen Anfahrtszeit bereits am Vortrag aktiviert werden, wenn in der Day-Ahead-Auktion kein markträumendes Ergebnis erzielt werden konnte.

Ab dem Winterhalbjahr 2018/19 werden Kraftwerke schrittweise in die Kapazitätsreserve überführt, die dann nicht mehr aktiv auf den Strommärkten agieren (Vermarktungsverbot) und ausschließlich auf Signal der ÜNB ihre Leistung erhöhen dürfen. Sie sind also für den Fall bestimmt, dass im Winter über Marktmechanismen nicht genug Leistung bereitgestellt werden kann, um den Strombedarf zu decken, also dann wenn insbesondere PV-Anlagen ihre niedrigste Stromproduktion aufweisen.

Damit die Kapazitätsreserve rechtzeitig bereitsteht, führen die ÜNB ab dem Jahr 2017 regelmäßig ein wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren oder gleichwertiges Beschaffungssystem durch. Ab dem Winterhalbjahr 2018/19 sollen jeweils 2 GW kontrahiert werden und ab dem Winterhalbjahr 2020/21 sollen es 5% der durchschnittlichen Jahreshöchstlast (inkl. Netzverluste) in Deutschland sein (ermittelt aus Prognosen der BNetzA). Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) prüft bis zum 31 Oktober 2018 (und ab dann alle zwei Jahre) auf Basis des Monitoringberichts der BNetzA eine Anpassung des Umfangs der Kapazitätsreserve.

Anlagen können mehrmals am Beschaffungsverfahren für die Kapazitätsreserve teilnehmen. Sie erhalten dann eine jährliche Vergütung, die innerhalb des Beschaffungsverfahrens der ÜNB festgelegt wird. Die Vergütung soll folgende Kosten abgelten:

  • Vorhaltung der Anlage
  • Anfahrvorgänge innerhalb anderer gesetzlicher Vorschriften
  • Instandhaltung
  • Nachbesserungen
  • Eigenstromverbrauch der Anlage
  • Werteverbrauch

Gesondert vergütet werden:

  • Einspeisungen, die innerhalb der Kapazitätsreserve oder Netzreserve angefordert wurden
  • variable Instandhaltungskosten für Einspeisungen innerhalb der Netzreserve
  • die Sicherstellung der Brennstoffversorgung
  • Kosten, die durch weitere Anforderungen der ÜNB entstehen (um die Schwarzstartfähigkeit oder Blindleistungseinspeisung ohne Wirkleistungseinspeisung herstellen zu können)

Die Kosten der Kapazitätsreserve werden ebenfalls über die Netzentgelte umgelegt. Wenn die Anlagen aus der Kapazitätsreserve gehen, müssen sie stillgelegt werden (Rückkehrverbot), dies gilt allerdings nicht für Lasten (Stromverbraucher) in der Kapazitätsreserve. Zur Kapazitätsreserve besteht außerdem weiterhin eine Verordnungsermächtigung (§ 13h). Die EU-Kommission hat außerdem entschieden, dass das BMWi (bzw. die BNetzA) im Herbst 2016 eine Systemanalyse durchführen muss (Seite 2), um den tatsächlichen Bedarf einer Kapazitätsreserve erneut zu bestätigen. Erst wenn dies geschehen ist, wird die Kapazitätsreserve wie oben beschrieben eingeführt.

Kritik der EU-Kommission an der deutschen Kapazitätsreserve

Die EU-Wettbewerbskommissarin Margrethe Verstager meldet in einer Pressemitteilung der EU-Kommission vom 7. April 2017 beihilferechtliche Zweifel an der geplanten deutsche Kapazitätsreserve an.

"Wir haben derzeit Zweifel an der Erforderlichkeit dieser Maßnahme und Bedenken bezüglich ihrer Ausgestaltung", erklärte EU-Kommissarin Verstager in Brüssel und will die Annahmen und Szenarien der Bundesregierung nun prüfen lassen. 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.

Zusätzlich wurde bemängelt, dass die Voraussetzungen für die Teilnahme von Anbietern für regelbare Lasten (Demand-Side-Management) nicht offen genug seien. So seien ausländische Kapazitätsanbieter ausgeschlossen. Generell stehen die sich entwickelnden Kapazitätsreservemechanismen in den EU-Mitgliedstaaten unter scharfer Beobachtung der EU-Kommission: So sollen Kapazitätsreserven nur bei absoluter Notwendigkeit eingeführt werden und möglichst kostenneutral sein.

Sicherheitsbereitschaft (§ 13g, Stilllegung von Braunkohlekraftwerken)

Zusätzlich zur Netzreserve und Kapazitätsreserve schreibt §13g des EnWG die Bildung einer Sicherheitsbereitschaft aus Braunkohlekraftwerken vor (umgangssprachlich auch „Braunkohlereserve“ oder „Klimareserve“).
Folgende acht Kraftwerksblöcke mit einer Gesamtleistung von 2,7 GW (entspricht 13 % der installierten Braunkohleleistung) sollen schrittweise in die Sicherheitsbereitschaft überführt werden:

  • Buschhaus (MIBRAG): 1. Oktober 2016
  • Frimmersdorf (zwei Blöcke; RWE): 1. Oktober 2017
  • Niederaußem (zwei Blöcke; RWE): 1. Oktober 2018
  • Jänschwälde (zwei Blöcke; Vattenfall): 1. Oktober 2018 und 2019
  • Neurath (RWE): 1. Oktober 2019

Das bedeutet, dass die Kraftwerke vorläufig stillgelegt und nach jeweils vier Jahren in der Sicherheitsbereitschaft endgültig stillgelegt werden. Im Jahr 2023 soll die Sicherheitsbereitschaft also vollständig aufgelöst sein.

Die Kraftwerke in der Sicherheitsbereitschaft dürfen nicht mehr am Markt aktiv sein (Vermarktungsverbot), also nicht mehr regulär laufen. Sie werden aber für den Fall vorgehalten, dass die Stromproduktion einschließlich aller regulären Sicherheitsmaßnahmen (wie Redispatch, Regelenergie, Abschaltbare Lasten, Netzreserve und Kapazitätsreserve) einmal nicht ausreichen könnte, um den Verbrauch zu decken. Bei einer Anforderung durch die ÜNB müssen die Anlagen innerhalb von 240 Stunden (10 Tagen) betriebsbereit sein; nach Herstellung der Betriebsbereitschaft müssen sie innerhalb von 11 Stunden auf Mindestteilleistung und innerhalb von weiteren 13 Stunden auf Nettonennleistung angefahren werden können. Den Nachweis, dass sie dazu imstande sind, müssen sie vorher erbringen. Dafür erhalten die Anlagenbetreiber (MIBRAG, RWE und Vattenfall) eine Vergütung von insgesamt 1,61 Milliarden Euro (230 Millionen Euro pro Jahr), die auch hier auf die Netzentgelte umgelegt wird. Für die anschließenden Kosten der endgültigen Stilllegungen sollen die Betreiber aber selbstständig aufkommen und die Vergütung der Sicherheitsbereitschaft soll sinken, wenn die Kraftwerke nicht rechtzeitig auf einen Abruf reagieren (bis auf null ab dem 13. Tag). Bei vorzeitiger endgültiger Stilllegung bekommen die Betreiber allerdings eine einmalige Abschlussvergütung, im Gespräch ist dafür eine Zahlung von ein bis zwei Milliarden Euro.

Die Sicherheitsbereitschaft bezieht sich aus dem Grund auf Braunkohle, dass Braunkohle 50 % der CO2-Emissionen des Stromsektors verursacht (Folie 41), aber nur 24% der deutschen Stromversorgung deckt (Folie 12). Sie ist damit der klimaschädlichste Energieträger im deutschen Energiemix bei einer relativ geringen Energiedichte. Ab 2020 sollen mit dem Ausscheiden der Braunkohlekraftwerke aus dem Markt jährlich 12,5 Millionen Tonnen CO2-Emissionen eingespart werden, was ungefähr 50% der bis dahin nötigen Einsparungen der Energiewirtschaft entspricht, um Deutschlands Klimaschutzziel für das Jahr 2020 zu erreichen. Wenn bis zum 30. Juni 2018 absehbar ist, dass dieses Ziel nicht erreicht wird, müssen die Betreiber bis zum 31. Dezember 2018 weitere Maßnahmen zur CO2-Einsparung vorschlagen.

Die Beihilfen für die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken in der Sicherheitsbereitschaft genehmigte die Europäische Kommission am 27. Mai 2016.

Netzstabilitätsanlagen

Das Strommarktgesetz führt außerdem im EnWG einen neuen Paragraphen §13k über Netzstabilitätsanlagen ein. Dieser besagt, dass die ÜNB Anlagen mit einer maximalen Gesamtleistung von 2 GW in der Nähe von Netzengpässen errichten dürfen, wenn ansonsten die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromnetzes gefährdet wäre. Die Netzstabilitätsanlagen haben wie die Netzreserve ebenfalls das Ziel, den Wegfall von Kraftwerkskapazitäten durch den Atomausstieg vor allem in Bayern und Baden-Württemberg abzufedern, indem Anlagenleistung im Süden für Redispatch-Maßnahmen bereitgestellt wird. Die ÜNB prüfen den Bedarf für solche Netzstabilitätsanlagen bis zum 31. Januar 2017; die BNetzA muss den Bedarf innerhalb von zwei Monaten bestätigen. Bis zum 15. Oktober 2022 wird der Bedarf erneut für die Jahre 2026 bis 2030 ermittelt und muss ebenfalls von der BNetzA bestätigt werden.

Der Bau von Netzstabilitätsanlagen muss noch beihilferechtlich genehmigt werden. Die EU-Kommission hat außerdem in ihrer Einigung mit dem BMWi betont, dass Netzstabilitätsanlagen nur unter dem Vorbehalt einer vorhergehenden Bedarfsprüfung durch die ÜNB errichtet werden dürfen (Seite 4). Falls die Analysen zeigen, dass ein Bedarf besteht, dürfen die Anlagen nur vorübergehend zur Netzstabilisierung eingesetzt werden und nicht am Strommarkt teilnehmen.