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Bundeswirtschaftsminister Gabriel will im Herbst ein Grünbuch mit Vorschlägen für ein neues Strommarktdesign vorstellen. Doch was bedeutet das? Wie sieht der Strommarkt aus? Und wie könnte er verändert werden?
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Hier wird mit Strom gehandelt: Strombörse EEX in Leipzig
Foto: picture-alliance/ dpa
Der Strommarkt ist ein besonders wichtiger Energiemarkt. Gehandelt wird mit Energiemengen, die aus unterschiedlichen Quellen und in unterschiedlichen Kraftwerken erzeugt werden. Diese Energie verkaufen die Erzeuger im Voraus an Unternehmen, die sie entweder selbst verbrauchen oder an ihre Kunden weiterleiten. Ziel ist es, jederzeit die Versorgung zu sichern, also die Stromnachfrage abzudecken.
Der Stromliefervertrag für den eigenen Haushaltsstrom ist sicherlich das, was den meisten Menschen geläufig ist. Und das mit gutem Recht: Die meisten Stromgeschäfte werden außerhalb der Börse geschlossen. Diese - meist langfristigen - direkten Vereinbarungen über den Einkauf von Strom und seine Lieferung werden in der Fachsprache "Over-the-counter" genannt, also "über den Ladentisch" oder noch abstrakter in der Abkürzung "OTC".
Seit der Strommarkt liberalisiert wurde, gelten für ihn die allgemeinen Wettbewerbsbedingungen. Das bedeutet, es gibt die Möglichkeit, Strom an der Börse zu handeln. Das erfolgt, an der EEX, der "European Energy Exchange", in Leipzig. An der Strombörse erhält man nicht nur Strom, sondern auch Kohle, Gas und CO2-Zertifikate.
Die verschiedenen Varianten, wie mit dem Strom gehandelt wird, nennt man Strommarktdesign. Es geht darum, wie der Stromgroßhandelsmarkt organisiert wird, um eine sichere Stromversorgung zu garantieren. Die entscheidenden Größen sind auch auf diesem Markt Angebot und Nachfrage. Aktuell stellt sich die Frage, wie der Strommarkt gestaltet werden muss, damit er bei wachsenden Anteilen von Wind- und Sonnenstrom eine zuverlässige, möglichst kosteneffiziente und umweltverträgliche Stromversorgung gewährleistet.
Der Handel an der Börse findet vor allem auf drei verschiedenen Wegen statt:
Beim Intraday-Markt handelt es sich um einen spontanen Handel mit Strommengen in Zeitspannen von Viertelstunden bis Stundenblöcken, die für den laufenden Tag gehandelt werden. Um 14.15 Uhr kann mit Zuschlag eine Strommenge gekauft werden, die schon um 15 Uhr ins Netz geschickt wird. Dieser sehr kurzfristige Handel bezweckt, Fehlmengen oder Überschüsse gering zu halten, um die eigene Prognose möglichst exakt zu erfüllen und keine Ausgleichsenergie bezahlen zu müssen.
Der Day-Ahead-Markt umfasst die Stromlieferungen für den kommenden Tag. Die Geschäfte müssen bis 12 Uhr des Vortags getätigt sein.
Auf dem Terminmarkt werden Lieferungen mit längerem Vorlauf gehandelt. Bis zu sechs Jahre im Voraus können Lieferungen vereinbart werden. Der Markt ist ein "Energy-only-Markt". Das bedeutet, dass der Käufer nur die tatsächliche Energiemenge ohne weitere Vergütungen zahlt. Er zahlt daher nicht für die Kraftwerkleistung, die benötigt wird um die Energiemenge überhaupt erst zu erzeugen. Diese Vorgehen entspricht dem normalen Prinzip eines Gütermarktes. Denn: Auf dem Wochenmarkt bezahlt der Kunde auch das Kilo Birnen und nicht extra für Erhaltung und Pflege des Birnenbaums.
Etwas anders verhält es sich mit dem Handel auf dem sogenannten Regelleistungsmarkt. Dieser Marktplatz ist eine Internetplattform. Verantwortet wird er von den vier Übertragungsnetzbetreibern - das sind die Betreiber der großen Stromautobahnen. Hier geht es vor allem darum, die Sicherheit des Systems zu gewährleisten. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen dafür sorgen, dass Netzspannung und Frequenz aufrecht erhalten werden und die Netze nicht überlastet werden.
Am Regelleistungsmarkt kaufen die Netzbetreiber bei Bedarf Energie zu. Sie schreiben die Mengen aus, die sie für den sicheren Netzbetrieb benötigen und die Stromproduzenten geben Angebote ab. Das heißt, sie bieten die Strommenge zu einem bestimmten Preis an. Die Netzbetreiber vergeben dann die Zuschläge. Sie erwerben die Möglichkeit, Strom zusätzlich einzuspeisen – die sogenannte positive Regelleistung. Sie wird durch Zuschalten weiterer Erzeuger und/oder durch Abregelung von Verbrauchern erbracht. Von negativer Regelleistung spricht man, wenn etwa Kraftwerke heruntergeregelt und/oder zusätzliche Stromverbraucher zugeschaltet werden, die den Verbrauch erhöhen.
Die Übertragungsnetzbetreiber sind also nicht nur für Bau und Erhalt des Netzes zuständig, sondern auch für die Netzstabilität beim Betrieb. Denn das ist die Besonderheit des Stromnetzes: Ein reibungsloser Transport des Stroms funktioniert nur, wenn immer gleichzeitig genau so viel Strom eingespeist wie entnommen wird. Das Netz verträgt keine Abweichungen. Und die Balance jederzeit sicherzustellen erfordert großes Geschick.
So arbeiten die Übertragungsnetzbetreiber für ein stabiles Stromnetz
Die großen Stromerzeuger (Kraftwerksbetreiber und große Stromverbraucher) melden für den kommenden Tag, wieviel Strom sie durch das Netz schicken wollen oder wieviel Strom sie zu entnehmen planen. Das tun sie für jede Viertelstunde, also sehr detailliert. Diese Kraftwerkseinsatzplanung wird "Dispatch" genannt.
Aus allen Fahrplänen errechnen die Netzbetreiber die Auslastung des Netzes. Wo stimmt die Balance? Welche Leitung ist überlastet, welche unterversorgt? So können sie schon vorab Produzenten und Verbrauchern eine Rückmeldung geben: Falls Ungleichgewichte sichtbar sind, können diese dann ihre Pläne anpassen.
Dennoch ist eine ganz genaue Planung schwierig. Schon anderes Wetter als vorhergesagt ändert die Strommenge im Netz. Ebenso ein Kraftwerksausfall oder eine Störung in der Leitung. Auch die Nachfrage nach Strom, die sogenannte Stromlast, schwankt mit jedem Einschalten von Licht und Kaffeemaschine. Auch darauf müssen die Netzbetreiber mit Reservekapazitäten sofort reagieren. Hier kommt die Regelenergie zum Einsatz. Eine kurzfristige Änderung des Kraftwerkseinsatzes auf Geheiß der Netzbetreiber heißt "Redispatch".
Am Regelleistungsmarkt gibt es drei Arten von Energie:
die Sekundärreserve, die innerhalb von fünf Minuten zu aktivieren ist und
die Minutenreserve, die innerhalb von einer Viertelstunde einsetzbar sein muss.
Hier zeigt sich der Unterschied zum Handel an der Strombörse: Für die Bereitschaft, im Notfall die Leistung des Kraftwerks zu erhöhen oder zu drosseln, bekommt der Stromerzeuger eine Vergütung - den Leistungspreis. Wird die Regelenergie tatsächlich gebraucht und abgerufen, bezahlt man dies gesondert mit dem sogenannten Arbeitspreis.
Wer mit Strom handelt, legt Wert auf Pünktlichkeit. Denn verspäteter Strom lässt das Licht ausgehen und bringt den Netzplan durcheinander. Müssen die Netzbetreiber Strom zuschießen oder aus dem Netz entfernen, werden außerdem die Kosten dafür auf den Bilanzkreis des Verursachers umgelegt und verteuern den Strom.
Was ist ein Bilanzkreis? Es handelt sich dabei um ein virtuelles Energiemengenkonto für Strom und Gas. Hier saldieren sich Entnahmen durch Verbraucher, Einspeisungen durch Kraftwerke und Handelsgeschäfte mit anderen Bilanzkreisen. Normalerweise verwaltet ein Übertragungsnetzbetreiber die Bilanzkreise zentral, bewirtschaftet werden sie jedoch vom sogenannten Bilanzkreisverantwortlichen. Das kann beispielsweise ein Energieversorgungsunternehmen sein, das Endkunden beliefert oder ein Kraftwerksbetreiber, der erzeugte Energiemengen vermarktet.
Mit der Energiewende gibt es größere Schwankungen im Stromnetz als früher. Vor allem auf der Erzeugerseite sind die Unsicherheiten größer geworden: Erneuerbare Energien produzieren über das ganze Land verteilt Strom, oft abhängig von Wind und Sonne. Dadurch schwankt die Stromproduktion stärker im Vergleich zu früher: Als nur einige große und zentrale Kraftwerke den Strom erzeugten, war die Produktion deutlich leichter zu planen.
Um Schwankungen schnell und kostengünstig auszugleichen, sollen Stromproduzenten und Stromverbraucher ihre Möglichkeiten ausschöpfen, schnell auf die Situation im Netz zu reagieren.
Flexibilität ist hier das Stichwort. Diskutiert wird über die Möglichkeit, überschüssigen Strom zu speichern, um die Netze schnell zu entlasten oder die Speicher als Reserve zu nutzen. Und über intelligente Netze, die von sich aus Strom umleiten, und damit das Gleichgewicht noch schneller herstellen können. Eine weitere Idee ist, Anreize für Verbraucherinnen und Verbraucher zu schaffen, genau dann Strom zu nutzen, wenn ein großes Angebot besteht.
Der Strommarkt und seine Mechanismen sollen stärker zur Flexibilität beitragen. Größtmögliche Transparenz signalisiert Käufern und Verkäufern, wann es günstig ist, Strom einzuspeisen oder zu verbrauchen. Das ist wichtig, denn momentan führt die Marktorganisation dazu, dass sich flexible Gaskraftwerke nicht rentieren. Andererseits werden ebendiese als verlässliche und flexible konventionelle Kraftwerke notwendig sein, um die schwankende Produktion der erneuerbaren Energien abzufedern.
Ein neues Marktdesign soll helfen: Einheitliche und durchschaubare Rahmenbedingungen sollen einen Beitrag leisten, Angebot und Nachfrage besser aufeinander abzustimmen. Rahmenbedingungen hierfür können Definitionen und Regeln für den Handel sein. Zum Beispiel neue Arten von Produkten, Preisober- oder Untergrenzen. Die Frage ist vor allem, wie ein System aussehen kann, das die Marktteilnehmer motiviert, größere Reserven vorzuhalten. Vor- und Nachteile einer strategischen Reserve oder eines Kapazitätsmarkts werden deshalb diskutiert. Das Bundeswirtschaftsministerium veröffentlicht die dazu vorliegenden Studien. Ein fairer Wettbewerb bei größtmöglicher Versorgungssicherheit – das ist das Ziel.
Auf einem Kapazitätsmarkt wird nicht nur mit der verbrauchten Strommenge gehandelt, sondern auch mit bereitgestellter Energie. Kraftwerksbetreiber würden - zusätzlich zum Strommarkt - Erlöse für die Bereitstellung einer gesicherten Leistung erhalten.
Nach dem Modell der sogenannten strategischen Reserve wird eine geringe Menge von Reservekraftwerken außerhalb des Marktes vorgehalten. Sie wird nur dann eingesetzt, falls der Strommarkt im Ausnahmefall nicht in der Lage sein sollte, die Nachfrage zu decken.