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Strom 2030 - Langfristige Trends - Aufgaben für die kommenden Jahre

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Ergebnispapier: Strom 2030 - Langfristige Trends – Aufgaben für die kommenden Jahre Herausgeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Mai 2017

24 Trend 4: Die

24 Trend 4: Die Strommärkte werden europäischer • Europäische Strommärkte wachsen enger zusammen. Bereits heute sind die Märkte für den Großhandel von Strom in weiten Teilen miteinander zu einem Strombinnenmarkt gekoppelt. Strom wird in großem Umfang grenzüberschreitend gehandelt. In den kommenden Jahren wächst der Strombinnenmarkt noch enger zusammen. Zusätzliche, insbesondere osteuropäische, Länder beteiligen sich an der Marktkopplung und die Börsenprodukte gleichen sich weiter an. Damit nimmt der grenzüberschreitende Stromhandel weiter zu. Gleichzeitig ermöglicht der weitere Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze, auch physikalisch mehr Strom zwischen den Ländern auszutauschen. • Das europäische Stromsystem wird flexibler. Flexible Erzeuger, flexible Verbraucher und Speicher reagieren auf die Preissignale des Strommarktes. Damit treten sie auch europaweit im Wettbewerb um die kostengünstigste Lösung an. Ambitioniertere, beispielsweise regionale, Lösungen bleiben über den europäischen Rahmen hinaus möglich. Der flexible Strombinnenmarkt verringert die Kosten der Stromversorgung – unabhängig vom Strommarktdesign in den jeweiligen Mitgliedstaaten (Sowieso-Maßnahme). • Das flexible europäische Stromsystem und der europäische Emissionshandel verringern den Förderbedarf für Windenergie und Photovoltaik in Deutschland und den anderen Mitgliedstaaten. Soweit erforderlich, deckt die Förderung für erneuerbare Energien die Lücke zwischen sinkenden Produktionskosten und dem Erlös am Strommarkt. Je höher die Erlöse der Windenergie- und Photovoltaikanlagen am Strommarkt sind, desto geringer ist der Förderbedarf. Ein reformiertes ETS setzt stärkere Anreize für Investitionen in emissionsmindernde Technologien: Steigende Preise für CO 2 -Emissionen heben das Preisniveau am Großhandelsmarkt für Strom an und steigern die Erlöse von EE-Anlagen. Zudem ermöglicht ein flexibles Stromsystem einen besseren Ausgleich von Angebot und Nachfrage und verringert Preisschwankungen an der Strombörse. Ist zum Beispiel das Angebot aus Wind- und Sonnenstrom relativ groß und die Nachfrage relativ gering, können flexible Verbraucher und Erzeuger reagieren. Ihre Nachfrage verhindert, dass der Strompreis in diesen Stunden noch weiter sinkt. Thermische Kraftwerke fahren ihre Produktion zurück, wenn der aktuelle Großhandelspreis ihre variablen Betriebskosten nicht mehr deckt. Preisschwankungen am Großhandelsmarkt erhöhen den Wert von Flexibilität und reizen entsprechende Investitionen an. Aufgabe: Europäische Strommärkte weiter ​ integrieren und flexibilisieren • Weichen in Europa richtig stellen. Die Europäische Kommission hat am 30. November 2016 im „Clean Energy for all Europeans“-Paket (so genanntes „Winterpaket“) u. a. Vorschläge für die Weiterentwicklung des Strombinnenmarktes vorgestellt. Dieses Gesetzespaket setzt wichtige Rahmenbedingungen für das europäische Stromversorgungssystem. Es gilt, diesen Prozess zu begleiten und Vorschläge für einen sicheren, wettbewerblichen und flexiblen europäischen Strommarkt mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien einzubringen. • Strommärkte europäisch und regional stärker integrieren. Die Kopplung des Stromgroßhandels in verschiedenen Marktsegmenten soll zügig vollendet werden. Darüber hinaus sollte die Integration gezielt dort weiter vertieft werden, wo ein Mehr an Europa zu höherer Kosteneffizienz und mehr Versorgungssicherheit führt. Hierfür sind gemeinsame Rahmenbedingungen in Europa sowie vermehrte Kooperation zum Beispiel zwischen den Übertragungsnetzbetreibern wichtig. Darüber hinaus können auch regionale Lösungen, beispielsweise regionale Initiativen zum Abbau von Flexibilitätshemmnissen oder im Bereich der Versorgungssicherheit, die gesamteuropäische Integration flankieren. • Flexibilisierung der Strommärkte in Europa vorantreiben. Der Abbau von Flexibilitätshemmnissen sollte als Sowieso-Maßnahme zu einem Leitgedanken für den neuen europäischen Strommarktrahmen werden. Die Flexibilisierung des europäischen Stromsystems ist sinnvoll – unabhängig vom jeweiligen Strommarktdesign in einem Mitgliedstaat. Wenn Flexibilitätsoptionen im Wettbewerb miteinander stehen, setzen sich die besten und kostengünstigsten Optionen durch. Mehr Flexibilität verringert den Förderbedarf für erneuerbare Energien.

STROM 2030: LANGFRISTIGE TRENDS – AUFGABEN FÜR DIE KOMMENDEN JAHRE 25 Ergebnisse der Diskussion zu Trend 4 • Der europäische Binnenmarkt für Strom hilft, die Energiewende sicher und kostengünstig zu gestalten. Das große Gebiet des Binnenmarktes erschließt die Potenziale mehrerer Millionen Stromerzeuger, Verbraucher und Speicher. Der Binnenmarkt schafft Wettbewerb und reizt Innovationen an. Er ermöglicht es, in Zeiten mit viel Wind- und Sonnenstrom Strom zu exportieren und in knappen Zeiten die Ressourcen der Nachbarländer zu nutzen. Kurz: Der europäische Strommarkt schafft Flexibilität und spart so bares Geld. • Insbesondere ein untertägiger Handel bis kurz vor Echtzeit kann Wind- und Sonnenstrom in das europäische Energiesystem integrieren. Wind- und Sonnenstrom hängen vom Wetter ab. Ihr Angebot kann innerhalb kürzester Zeit schwanken. Um auf diese kurzfristigen Schwankungen reagieren zu können, müssen die Kapazitäten bis kurz vor Echtzeit handelbar sein. Sie sollten außerdem allen Marktteilnehmern und über die Grenzen hinweg zur Verfügung stehen. Daher sollte – neben dem vortägigen Handel (Day-ahead) – vor allem der untertägige Handel (Intraday) als Leitmarkt gestärkt werden. Hier besteht der größte Wettbewerb auf Angebots- und Nachfrageseite. Verbesserungen in anderen Bereichen, wie beispielsweise im Regelenergiebereich, sind ebenfalls wichtig. Sie sollten aber nicht zulasten des Intraday- und Day-ahead-Handels gehen. • Zusätzliche Marktsegmente mit kurzfristigem Handel sollten mit Vorsicht betrachtet werden, weil sie die Leitmärkte Intraday und Day-ahead nachhaltig schwächen könnten. Um Netzengpässe auszugleichen, benötigen die Netzbetreiber ebenfalls kurzfristig Energie. Kraft werke vor dem Engpass werden heruntergefahren, Kraftwerke hinter dem Engpass fahren hoch. Das nennt man Redispatch, weil der ursprünglich geplante Kraftwerkseinsatz (Dispatch) angepasst wird. Für Redispatch-Maßnahmen gibt es keinen Preis, der sich auf einem Markt zwischen mehreren Anbietern und Nachfragern bildet. Die Kraftwerksbetreiber erhalten lediglich die Kosten erstattet. Derzeit wird europaweit diskutiert, ob diese Redis patch- Mengen stattdessen marktlich beschafft werden sollen, das heißt, Kraftwerke und andere Akteure würden dann einen Preis bieten, zu dem sie bereit sind, Redispatch zur Verfügung zu stellen. Technisch ist ein solcher Markt für Redispatch möglich. Allerdings hätte er stark verzerrende Rückwirkungen auf die Leitmärkte Intraday und Day-ahead. Denn Kraftwerke, die näher an einem Engpass liegen, haben eine bessere Wirkung auf ihn. Sie könnten diese günstige Lage nahe an einem Netzengpass nutzen und deutlich höhere Preise verlangen als andere Kraftwerke. Dadurch könnten zum einen die Redis patch-Kos ten erheblich steigen. Darüber hinaus werden die Kraftwerke dann ihr Gebotsverhalten im Strommarkt und Redispatchmarkt strategisch optimieren. Das war in anderen Ländern zu beobachten. Der Standort eines Kraftwerks könnte damit relevant für das Gebotsverhalten in allen Marktsegmenten werden. Dies könnte bestehende Netzengpässe noch verstärken. Darüber hinaus würden an einem solchen Markt nur die Übertragungsnetzbetreiber als einzige Käufer auftreten. Einzelne Teilmärkte mit verzerrenden Effekten und einem einzelnen Käufer sollten daher nach Möglichkeit vermieden werden. Stattdessen sollten Netzengpässe so schnell wie möglich durch bedarfsgerechten Netzausbau beseitigt werden. • Flexibilität ist ein Kernelement der künftigen europäischen Strommärkte. Je größer der europaweite Wettbewerb zwischen verschiedenen Optionen für Flexibilität, desto geringer die Kosten. Um mehr flexible Teilnehmer an die Strommärkte zu bekommen, müssen in erster Linie Barrieren für den Marktzugang abgebaut werden. Ein wesentliches Element ist dabei ein europaweites 15-Minuten-Intervall für die so genannte Bilanzkreisabrechnung. Das heißt, dass Marktteilnehmer Erzeugung und Verbrauch für jede Viertelstunde ausgleichen und abrechnen müssen. Bisher ist in vielen Ländern noch ein stündliches Intervall üblich. Die kürzeren Intervalle helfen, passgenau auf die fluktuierende Erzeugung erneuerbarer Energien zu reagieren, kurzfristig auftretende Nachfragespitzen oder Angebotslücken zu identifizieren und über den Strommarkt auszugleichen. Darüber hinaus sollte insbesondere der grenzüberschreitende Intradayund Day-ahead-Handel verbessert und der Intraday-Han - del weiter an Echtzeit herangeführt werden. Auch hier wird bislang nur bis eine Stunde vor Echtzeit grenzüberschreitend gehandelt und danach nicht mehr. Außerdem ist zu prüfen, inwieweit bestimmte nationale Vorgaben zum Beispiel zur Struktur der Netzentgelte oder zur Führung der Bilanzkreise den grenzüberschreitenden Austausch von Flexibilität erschweren. • Regionale Kooperationen bringen die Integration der europäischen Strommärkte voran – sofern Spielraum für die Mitgliedstaaten erhalten bleibt. Nicht alle Maßnahmen für einen stärkeren Stromaustausch können sofort für ganz Europa gelten. Insbesondere bei neuen

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