Anpassung der bestehenden Definition des Stromverbundziels

In diesem Abschnitt werden zunächst Ansätze diskutiert, wie mit begrenzten Änderungen gegenüber der aktuellen Definition das Stromverbundziel aktualisiert und so besser an die aktuellen energie- und klimapolitischen Zielsetzungen der EU angepasst werden könnte.

Das aktuelle Stromverbundziel ist als Mindestanforderung bzgl. der Importkapazität eines Landes in Bezug auf die installierte Erzeugungskapazität definiert. Wie oben erläutert, ist das bei Interpretation der installierten Erzeugungskapazität als Maß für die Größe des Strommark-tes eines Mitgliedslandes ein nachvollziehbarer Indikator, um eine Mindestmarktöffnung zu erzwingen. Da es bei der Marktöffnung um den Zugang ausländischer Versorger zum Strom-markt eines Landes geht, ist insbesondere das Abheben auf die Importkapazität sinnvoll.

Darüber hinaus erfüllt diese Definition weitgehend o. g. Anforderungen zu Überprüfbarkeit, Plakativität und Nachvollziehbarkeit (vgl. Abschnitt 3.2.1. Verantwortlichkeiten können zudem Mitgliedsstaaten eindeutig zugeordnet werden. Naheliegend ist es daher, die grund-sätzliche Form des Verbundziels beizubehalten, und es durch die Anpassung der derzeit ver-wendeten Bemessungsgrößen fortzuentwickeln.

Möglichkeiten hierfür liegen in der Anpassung der Verbundgraddefinition, genauer des Zäh-lers (aktuell: Importkapazität), des Nenners (aktuell: installierte Erzeugungsleistung) und/oder im Übergang auf eine energie- anstatt der derzeit leistungsgetriebenen Sichtweise. Alle Opti-onen werden nachfolgend diskutiert.

Anpassung des Zählers

Die im Zähler verwendete Größe sollte weiterhin ein Maß für die Einbindung eines Landes ins grenzüberschreitende Verbundnetz darstellen. Dabei sind mehrere Möglichkeiten denkbar, die individuelle Vor- und Nachteile aufweisen

• Handelskapazitäten sind zwischen physikalisch verbundenen Gebotszonen am Strommarkt definiert. Die derzeitige Definition des Stromverbundziels bezieht sich je-doch nicht auf Gebotszonen, sondern auf Mitgliedstaaten. Da sich bis auf wenige Ausnahmen der aktuelle Gebotszonenzuschnitt am Strommarkt an Nationalstaatsgren-zen orientiert (vgl. Abschnitt 2.1), ist eine solche Definition aus Sicht der Anforderun-gen, besonders an die effektive Steuerungswirkung und die Durchsetzbarkeit, an die Ausgestaltung eines Stromverbundziels (vgl. Abschnitt 3.2.1) akzeptabel. Sollte sich in Zukunft jedoch eine umfangreiche Anpassung des Gebotszonenzuschnitts ergeben, sind entweder ein Bezug auf die Gebotszonen oder andere Alternativen zu diskutieren, um den Anforderungen an die Ausgestaltung eines Stromverbundziels gerecht zu wer-den.

Einen Nachteil bei der Verwendung von Handelskapazitäten ist die Abhängigkeit von den institutionellen Rahmenbedingungen am Strommarkt, die besonders die Ausge-staltung der Kapazitätsberechnungsmethode betreffen. Mit einer Änderung der Kapa-zitätsberechnungsmethodik (z. B. dem Übergang auf die Flow Based Methode) würde somit die Frage der Erreichung des Verbundziels potenziell anders beurteilt bzw. feh-len je nach Kapazitätsberechnungsmethode sogar Möglichkeiten die Handelskapazitä-ten aggregiert für einen Nationalstaat auszuweisen. Demgegenüber ist der große Vor-teil der Verwendung von Handelskapazitäten, dass sie eng mit dem tatsächlich mögli-chen Stromhandel zusammenhängen. Somit sind die Wirkungen einer stärkeren Ver-netzung auf die Stromversorgung unmittelbar berücksichtigt. Im Gegensatz zum der-zeitigen Stromverbundziel sollte dabei nicht mehr nur auf die Importkapazität abge-zielt werden. Im Sinne der Wohlfahrtsmaximierung sind sowohl Import- als auch Ex-portkapazitäten von Bedeutung. Für die Definition eines Stromverbundgrads ist dem-nach die mittlere Austauschkapazität entscheidend, da die Austauschrichtung stark von den möglichen Synergieeffekten zwischen den Gebotszonen abhängig ist.

• Thermische Kapazitäten spiegeln die technische Übertragungsfähigkeit von triebsmitteln wider. Die thermischen Kapazitäten der grenzüberschreitenden Netzbe-triebsmittel zeigen somit den theoretisch möglichen Leistungsfluss, nicht aber die un-ter den Bedingungen des Strommarkts z. B. bedingt durch Vorbelastungen und den Rahmenbedingungen für einen sicheren Systembetrieb (z. B. n-1-Kriterium) tatsäch-lich nutzbare Austauschkapazität über die Grenzen eines Mitgliedsstaates auf. Im Ge-gensatz zu Handelskapazitäten sind grenzüberschreitende thermische Kapazitäten so-wohl objektiv und transparent bestimmbar als auch vom institutionellen Rahmen am Strommarkt unabhängig. Sie sind insbesondere für Nationalstaaten unabhängig vom Gebotszonenzuschnitt definiert. Der Bezug zwischen den ökonomischen Wirkungen grenzüberschreitenden Netzausbaus und den Handelskapazitäten ist allerdings deutlich unmittelbarer als zu den thermischen Kapazitäten.

Anpassung des Nenners

Bei Beibehaltung der mitgliedstaatenscharfen Definition des aktuellen Stromverbundziels sollte im Nenner der Definition des Verbundgrades ein Maß für den Austauschbedarf des Stromversorgungssystems eines Mitgliedsstaates stehen. Ein wesentlicher Treiber ist dabei

die Systemgröße (zur genauen Definition s. u.), da sicher davon auszugehen ist, das größere Systeme (in absoluten Zahlen, z. B. was die nominale Übertragungskapazität betrifft, d. h.

nicht bezogen auf die Systemgröße) stärker in das Verbundsystem eingebunden sein sollten als kleine Systeme. Daneben können aber auch weitere Aspekte wie insbesondere der Erzeu-gungsmix und die abstrakten Ziele der kosteneffizienten Gewährleistung von Versorgungssi-cherheit sowie der effizienten Integration von EE eine wesentliche Rolle spielen. Vor diesem Hintergrund werden nachfolgend verschiedene Maßgrößen für den Austauschbedarf disku-tiert.

• Die Frage der Gewährleistung der Versorgungssicherheit wird im Allgemeinen anhand der Deckung der Jahreshöchstlast beurteilt. So ist in jedem Fall sicherzustellen, dass die nationale Jahreshöchstlast durch nationale Erzeugungskapazitäten und verfügbare Importkapazitäten sowie weitere Flexibilitätsoptionen gedeckt werden kann. Darüber hinaus ist zu beachten, dass die Deckung der Höchstlast in einem stark von EE gepräg-ten System nicht alleinig für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausrei-chend ist. Denn je geringer der Anteil von flexibel regelbaren Erzeugungsanlagen ist, desto relevanter werden neben der Höchstlastsituation zum Beispiel auch Situationen mit einer langanhaltenden Phase geringer Einspeisungen aus EE-Anlagen, die bereits in Situationen mit geringeren Lastwerten als die Jahreshöchstlast auslegungsrelevant für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit sein können. Auf den ersten Blick wäre es daher naheliegend statt der Jahreshöchstlast die residuale Jahreshöchstlast zu verwenden. Allerdings stellen sich dabei Herausforderungen einerseits durch die star-ke Abhängigstar-keit dieser Werte von der Wettersituation – Möglichstar-keit starstar-ker Schwan-kungen – im jeweiligen Betrachtungsjahr, andererseits können dadurch längere Phasen mit geringer Einspeisung aus EE-Anlagen auch nicht besser berücksichtigt werden.

Beim Bezug des Stromverbundgrades auf die Jahreshöchstlast ergibt sich folgender Zusammenhang: Je höher die nationale Jahreshöchstlast ausfällt, desto stärker ist die Vernetzung des jeweiligen Mitgliedstaats auszulegen, um einem vorab definierten Stromverbundziel gerecht zu werden. Ein hoher Vernetzungsgrad ermöglicht es folg-lich, dass sich mehr Akteuren an der Deckung der jeweiligen nationalen Jahreshöchst-last beteiligen können (vgl. Abschnitt 2.2.2). Damit wird nicht nur die schreitende Versorgungssicherheit verbessert, sondern auch allgemein der grenzüber-schreitende Wettbewerb gesteigert und somit die Wohlfahrt insgesamt positiv beein-flusst.

Mit Blick auf die Auswertungen zu möglichen Stromverbundgraden der ENTSO-E in ihren Investitionsplänen [15], sind für das Jahr 2030 u.a. exemplarische Werte für das Verhältnis zwischen Gesamteinfuhrkapazität und Jahreshöchstlast für alle Mitglied-staaten dargestellt (vgl. Abbildung 3.2). Aus diesen Zahlen wird deutlich, dass bei Wahl eines solchen Verhältnisses alle Mitgliedstaaten das derzeit diskutierte Strom-verbundziel in Höhe von 15 % für das Zieljahr 2030 erfüllen. Bei Verwendung der thermischen Kapazität als Zähler sehen die Verhältnisse gleich oder sogar noch höher aus, da die physikalische Kapazität mindestens genauso hoch und meist sogar höher als die Handelskapazität ausfällt. Würde der Verbundgrad zukünftig auf die Jahres-höchstlast bezogen, so entstünde ein Anreiz für weiteren grenzüberschreitenden Netz-ausbau nur bei gleichzeitigem Anheben des Stromverbundziels für das Zieljahr 2030 (aktuell 15 %).

Abbildung 3.2: Exemplarische Werte für den Stromverbundgrad bei Ermittlung aus dem Verhältnis aus Importkapazität und Jahreshöchstlast für das Jahr 2030 unter Annahme der Daten aus dem TYNDP 2016 Vision 4 (Quelle: [15])

• Stellt man weiterhin auf das Ziel der Verhinderung von Marktabschottung ab, so ist dennoch bei einem System mit hohem Anteil von erneuerbarer Stromerzeugung die insgesamt installierte Erzeugungsleistung kein sinnvolles Maß für die Markt- oder Systemgröße und damit für den Austauschbedarf. Bei beschränkten Möglichkeiten für den grenzüberschreitenden Netzausbau kann ihre Nutzung als Maß für den Aus-tauschbedarf wie in der aktuellen Definition des Stromverbundziels sogar als Hemm-nis für den Ausbau von EE-Anlagen wirken. Zurückzuführen ist dies auf eine fehlende Berücksichtigung wichtiger Unterschiede zwischen EE-Anlagen und konventionellen Erzeugungsanlagen. Während installierte konventionelle Erzeugungsleistung, die fle-xibel gesteuert werden kann, die zumindest theoretische Möglichkeit zur kontinuierli-chen Energieerzeugung und damit zu einem kontinuierlikontinuierli-chen Angebot am Strommarkt und zur Nutzung von Netzkapazitäten darstellt, ist dies bei EE-Anlagen offensichtlich nicht der Fall. Denn die wichtigsten EE-Anlagen (Windkraft- und Solaranlagen) sind vom Dargebot des Primärenergieträgers abhängig und im Vergleich zu konventionel-len Erzeugungsanlagen nicht beliebig flexibel einsetzbar. Durch die volatile Einspei-sung von EE-Anlagen ergeben sich Volllaststunden in einer Größenordnung von nur ca. 1.000 bis 4.000 Stunden im Jahr. Zusammenfassend können EE-Anlagen daher nicht in gleichem Maße wie konventionellen Erzeugungsanlagen herangezogen wer-den, um Absatzpotenziale und Marktgrößen eines Strommarkts und mögliche Netz-nutzung durch Stromerzeugung zu bewerten.

Darüber hinaus sind EE-Anlagen durch ihre Dargebotsabhängigkeit und ihre geringen marginalen Kosten – die sie im Normallfall zu Preisnehmern und nicht effektiven Preissetzern machen – stark in ihrer Fähigkeit, flexibel am Strommarkt zu konkurrie-ren eingeschränkt.

Weiterhin sind EE-Anlagen typischerweise in Förderprogrammen, die auf Grundlage der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 [16] und der EE-Richtlinie [17] ausgestaltet sind. Dabei ist zu erwarten, dass Förderprogramme auf dieser Grundlage Marktabschottung durch Energieerzeugung in EE-Anlagen ef-fektiv vermeiden. Zusätzlich ist sogar eine umfangreiche Zunahme neuer Akteure zu beobachten, da die meisten EE-Anlagen nicht im Besitz etablierter Energieversorger sind.

Insgesamt zeigt sich somit, dass EE-Anlagen einerseits wesentlich zur Erreichung der energiepolitischen Ziele der EU beitragen und andererseits pro Einheit installierter

EE-Leistung nicht in gleichem Maße wie bei konventioneller Erzeugungsleistung grenzüberschreitende Übertragungskapazität benötigt wird, um eine Marktabschottung zu verhindern. Bei der Ausgestaltung des Stromverbundziels ist daher sicherzustellen, dass die Erreichbarkeit eines solchen Ziels nicht durch den im Prinzip erwünschten Ausbau von EE-Anlagen erschwert wird. In Deutschland führt zum Beispiel das schnelle Wachstum der EE-Leistung zu einem im Vergleich zur Situation vor diesem starken Ausbau und der Einleitung der Energiewende enormen Anstieg der notwendi-gen grenzüberschreitenden Übertragungskapazität zur Erreichung des Stromverbund-ziels. So wird trotz ambitionierter Programme für den grenzüberschreitenden Netzaus-bau nach heutigen Prognosen der europäischen Übertragungsnetzbetreiben das gemäß aktueller Ausgestaltung definierten Stromverbundziels für das Zieljahr 2030 (vgl. Ab-bildung 3.3) nicht in allen Szenarien erreicht.

Auf den ersten Blick spricht dies dafür, Leistung aus EE-bei der Messung des Aus-tauschbedarfs nicht zu berücksichtigen, da jede weitere installierte EE-Anlage bei der-zeitiger Ausgestaltung des Stromverbundziels zu einem niedrigeren Stromverbund-grad führt. Zu berücksichtigen ist allerdings, dass grenzüberschreitender Netzausbau neben der Vermeidung von Marktabschottung auch positiv auf die Integration von EE-Anlagen wirkt. Statt einer vollständigen Nichtberücksichtigung bietet sich deshalb ggf. eine differenzierte und an die Eigenschaften der EE-Stromerzeugung angepasste Zählung von installierter EE-Leistung an. Geeignet wäre insbesondere ein sogenanntes De-Rating der installierten Erzeugungskapazität von EE-Anlagen. Durch ein solches De-Rating wird die installierte EE-Leistung nur anteilig berücksichtigt, indem sie mit einem De-Rating-Faktor multipliziert wird. Dieser kann auf Basis von Volllaststunden (entweder statistisch abgeleitet oder vorab für die wichtigsten EE-Technologien defi-niert) festgelegt werden. Dadurch ist es möglich, Fehlanreize für eine nachhaltige Transformation des Stromversorgungsystems aufgrund der Schwierigkeit bei der Er-reichung des Stromverbundziels einzuschränken, während die Anreize für die Erhö-hung des Verbundgrads hoch bleiben und ein Rückgang des bereits erreichten Wett-bewerbsniveaus verhindert wird.

Bei Unterstellung der Eingangsdaten (Vision 3 und 4 sowie die Reference Capacities) aus dem TYNDP-Prozess für das Jahr 2016 ergeben sich die in Abbildung 3.3 exemp-larisch für einige Mitgliedstaaten ausgewerteten Stromverbundgrade für das Zieljahr 2030 zum einen gemäß der aktuellen Definition (dunkelblaue Säulen) und zum

ande-ren bei Unterstellung eines De-Ratings der EE-Anlagen anhand der jeweiligen aus den Vision 3 und 4 abgeleiteten Volllaststunden (hellblaue Säulen). Zu erkennen ist, dass die Berücksichtigung der installierten Kapazität von EE-Anlagen nach De-Rating im Vergleich zur aktuellen Definition generell zu einem höheren Stromverbundgrad führt.

Trotz allem sind noch starke Unterschiede hinsichtlich der Erreichung des15 %-Ziels zu sehen. Während Deutschland auf Basis aktueller Prognosen das Verbundziel er-reicht, gilt das z. B. für Spanien nur in Vision 3 (knapp), in Vision 4 hingegen nicht.

Abbildung 3.3: Exemplarische Darstellung der Stromverbundgrade 2030 gemäß aktueller Definition im Vergleich zu den Stromverbundgraden 2030 bei Unterstellung eins De-Ratings von EE-Anlagen unter Verwendung der Daten von ENTSO-E aus dem TYNDP-Prozess 2016 [18]

Energetische statt leistungsgetriebene Sichtweise

Anstatt der bisherigen Sichtweise zu folgen und das Stromverbundziel anhand von Leistungs- bzw. Bemessungsgrößen zu definieren, kann auch eine energetische Sichtweise diskutiert werden. Zum Beispiel könnte die Jahressumme aller Austausche eines Mitgliedstaats ins Verhältnis zur nationalen Jahresenergieerzeugung gesetzt werden. Vorteil einer solchen Aus-gestaltung ist die explizite Berücksichtigung der nationalen Stromsystemcharakteristik,

wel-0 20 40 60 80 100

DE ES PT PL AT IT CZ FR 0

20 40 60 80 100

DE ES PT PL AT IT CZ FR

ENTSO-E Vision 3 ENTSO-E Vision 4

% %

Stromverbundgrad 2030 gemäß aktueller Definition Stromverbundgrad 2030 bei De-Rating von EE-Anlagen

che die Kostenstruktur des Erzeugungsparks implizit berücksichtigt. Fraglich bei einer sol-chen Ausgestaltung ist allerdings die Anreizwirkung für die Erhöhung des Stromverbund-grads. So führt eine effiziente Steigerung des Verbundgrads tendenziell zu höheren Importen in Hochpreisländer bei gleichzeitig höheren Exporten aus Niedrigpreisländern. Dabei folgt aus höheren Importen eine geringere nationale Jahresenergieerzeugung und somit ein höherer Stromverbundgrad. Hingegen steigt bei höheren Exporten die nationale Jahresenergieerzeu-gung und es findet eine Dämpfung des Stromverbundgrads statt. Dadurch kommt es zu einer asymmetrischen Anreizwirkung zwischen Mitgliedsländern die tendenziell exportieren und solchen die tendenziell importieren. Diese steht einer effizienten Erhöhung des Stromver-bundgrads entgegen. Weiterhin ist ein Nachteil, dass die Jahresenergieerzeugung eine sehr stark variierende Größe ist und ggf. stark vom Dargebot abhängt. Folglich eignet sich eine solche Größe nur bedingt für die Planung der Erreichung eines effizienten Stromverbund-grads.

Schlussfolgerung

Die Anpassung der aktuellen Definition des Stromverbundgrads ermöglicht zwar über die bessere Berücksichtigung nationaler Systemstrukturen eine zu den aktuellen energie- und klimapolitischen Zielen der EU kompatiblere Steuerung. Sie kann das Ziel einer möglichst zielgenauen Optimierung der Wohlfahrt unter Berücksichtigung ökologischer Rahmenbedin-gungen, aber vermutlich nicht vollumfänglich erreichen. Dennoch könnte z. B. eine Neudefi-nition des Verbundgrades als Verhältnis von thermischen Übertragungskapazitäten zu instal-lierten Erzeugungskapazitäten mit De-Rating von EE-Kapazitäten eine deutliche Verbesse-rung gegenüber dem Status Quo darstellen und gleichzeitig aufgrund nur geringer Anpas-sungsnotwendigkeiten politisch attraktiv sein.