Netzreserve weiterentwickeln

Die Netzbetreiber sorgen dafür, dass der gehandelte Strom bei den Verbrauchern ankommt. Bis wichtige Netzausbauprojekte abgeschlossen sind, benötigen die Übertragungsnetzbetreiber die regionale Netz-reserve, um besondere Belastungssituationen im Stromnetz abzusichern. Die Netzreserve wird daher bis Ende 2023 verlängert und ausgehend von den Praxiserfahrungen weiterentwickelt.

Begründung

Die Marktakteure in Deutschland handeln in einer ein­

heitlichen Preiszone . Dabei wird unterstellt, dass der Strom von den Erzeugungsanlagen zu den Kunden trans-portiert werden kann. Tatsächlich ist dies in einer wach-senden Zahl von Jahresstunden aufgrund von Netzeng-pässen jedoch nicht möglich. In diesen Zeiten greifen die Übertragungsnetzbetreiber zu so genannten Redispatch-Maßnahmen. Das heißt, sie fahren Kraftwerke vor dem Netzengpass (die am Strommarkt zum Zuge gekommen

sind) runter und Kraftwerke nach dem Netzengpass (die am Strommarkt nicht zum Zug gekommen sind) hoch.

Für diese Eingriffe werden die Kraftwerke vor und hinter dem Netzengpass entschädigt. Die Kosten werden über die Netzentgelte auf die Kunden überwälzt (siehe Hand-lungsfeld 6).

Bis wichtige Netzausbauprojekte abgeschlossen sind, benötigen die Übertragungsnetzbetreiber in Süddeutsch­

land eine Netzreserve . Systemrelevante Kraftwerke in Süddeutschland dürfen derzeit nicht stillgelegt werden, da sie für den Redispatch erforderlich sind. Abhängig von Fortschritten beim Netzausbau, kann die Netzreserve zurückgefahren werden.

Eckpunkte

Mit dem Strommarktgesetz wird die Netzreserve verlän­

gert und weiterentwickelt:

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z Die Netzreserve wird bis Ende 2023 verlängert . Gegenwärtig ist sie bis Ende 2017 befristet. Sie wird jedoch weiterhin gebraucht.

Abbildung 17: Verzahnte Beschaffung von Kapazitätsreserve und Netzreserve

Schritt 1:

Ausschreibung Kapazitätsreserve

Schritt 2:

Schnittmenge Kapazitätsreserve – Netzreserve-bedarf prüfen

Schritt 3:

Kontrahierung des residualen Bedarfs an Netzreserve

Quelle: Eigene Darstellung

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z Die Beschaffung der Netzreserve folgt weiterhin dem etablierten Verfahren der Reservekraftwerksverord­

nung . Die Übertragungsnetzbetreiber und die BNetzA bestimmen in jährlichen Systemanalysen den Bedarf an Reservekraftwerken für die Netzreservefunktion. Im Anschluss wird der Bedarf durch Erzeugungsanlagen gedeckt, indem diese für die Netzreserve verpflichtet werden.

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z Ein Kraftwerk, das vorübergehend stillgelegt wird, erhält seine Betriebsbereitschaftsauflagen nicht erst ab seiner Stilllegung, sondern bereits ab dem Zeitpunkt, ab dem die BNetzA die Systemrelevanz des Kraftwerks feststellt . Kraftwerke, die noch nicht abgeschrieben sind, erhalten darüber hinaus in Zukunft als Ausgleich für ihren Werteverbrauch auch die anteilige Jahresab-schreibung. Außerdem werden die rechtlichen Voraus-setzungen geschaffen, damit Kraftwerke, die nur vorü-bergehend stillgelegt werden, in Zukunft bereits nach vier (anstelle von bislang fünf) Jahren wirtschaftlich an den Markt zurückkehren können.

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z Anlagen der Kapazitätsreserve können zukünftig auch die Netzreservefunktion erfüllen . Hierzu müssen die Anlagen „an der richtigen Stelle“ im Netz stehen. Die Übertragungsnetzbetreiber prüfen die Standorte, nach-dem die Ausschreibung der Kapazitätsreserve abge-schlossen ist (siehe Maßnahme 19). An der Ausschrei-bung der Kapazitätsreserve können auch Anlagen teilnehmen, die bereits als Netzreserve aktiv sind. Eine doppelte Vergütung wird aus geschlossen.

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z Aus der Verzahnung mit der Kapazitätsreserve ergeben sich Änderungen zu der Reservekraftwerksverordnung . Der in der Systemanalyse festgestellte Bedarf wird nicht sofort beschafft. Stattdessen prüfen die Übertragungs-netzbetreiber zunächst, ob und wie viele Anlagen der Kapazitätsreserve die Netzreservefunktion übernehmen können. Diese Anlagen reduzieren den Bedarf an Netz-reserve, der zusätzlich beschafft werden muss. Aus dieser Verzahnung und den Praxiserfahrungen mit der Netz-reserve – unter anderem den durchgeführten System-analysen – ergeben sich weitere Anpassungen. Hierzu gehören beispielsweise die Fristen für die Übertragungs-netzbetreiber und die BNetzA. Auch die Kriterien für eine angemessene Kostenerstattung für die Anlagen in der Netzreserve werden überprüft und gegebenenfalls angepasst. Darüber hinaus wird ab 2021 als Teil einer Reservelösung für Süddeutschland ein Segment von bis zu 2 GW für neue, schnell startfähige Kraftwerke vorge-sehen, die schwarzstartfähig (das heißt ohne Unterstüt-zung durch das Stromnetz hochfahrbar) und hoch flexi-bel regelbar sind.

Kapitel 5 benennt die kurzfristig zu ergreifenden Maßnah-men, mit denen die Funktionsfähigkeit des Strommarktes verbessert werden soll. Die weitere Umsetzung der Energie-wende stellt den Strommarkt 2.0 jedoch vor neue Anforde-rungen (6.1). Weitergehende Schritte sind daher erforder-lich. Im Folgenden werden entsprechende Handlungsfelder skizziert (6.2).

6.1 Ausblick auf die weitere Entwicklung des Strommarktes 2.0

Die weitere Umsetzung der Energiewende stellt den Strommarkt 2 .0 vor neue Anforderungen . Die Bundes-regierung hat ehrgeizige Ziele: Bis 2050 sollen die Treib-hausgasemissionen um 80 bis 95 Prozent gegenüber 1990 und der Primärenergieverbrauch um 50 Prozent gegen-über 2008 zurückgehen, wozu auch eine Verringerung des Stromverbrauchs beitragen soll. Gleichzeitig soll der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch auf mindestens 80 Prozent steigen. Zum Vergleich: 2014 lag der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch bei rund 28 Prozent.

Die Maßnahmen aus Kapitel 5 setzen den Strommarkt 2 .0 für die aktuelle Phase der Energiewende um . Insbeson-dere die Maßnahmen aus dem Baustein „Stärkere Markt-mechanismen“ und Baustein „Zusätzliche Absicherung“

stellen sicher, dass der Strommarkt Versorgungssicherheit weiterhin auf einem sehr hohen Niveau gewährleisten kann. Zusätzlich machen die Maßnahmen aus dem Bau-stein „Flexible und effiziente Stromversorgung“ die Strom-versorgung kostengünstiger und umweltverträglicher.

Die Energiewende stellt künftig neue Anforderungen an das Strommarktdesign:

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z Auf dem Weg zu einem liberalisierten und integrierten Strommarkt haben die europäischen Mitgliedstaaten bereits wichtige Schritte vollzogen. Diese Entwicklung soll in den nächsten Jahren fortgesetzt und vertieft wer-den (Handlungsfeld 1).

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z Das Stromversorgungssystem muss wachsende Anteile erneuerbarer Energien sicher und kosteneffizient integrieren. Geeignete Rahmenbedingungen können dabei den Förderbedarf für erneuerbare Energien senken (Handlungsfeld 2).

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z Konventionelle Kraftwerke werden auch in Zukunft wichtig sein, um die Versorgungssicherheit zu gewähr-leisten. Sie werden dabei eine neue Rolle in der Strom-versorgung einnehmen: Waren früher die kontinuierlich Strom produzierenden Grundlastkraftwerke das Rück-grat der Stromerzeugung, liegt ihre Funktion in Zukunft in der Ergänzung der fluktuierenden Einspeisung aus Wind und Sonne (Handlungsfeld 3).

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z Beim weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wird es zunehmend wichtig, die Sektoren Strom, Wärme und Verkehr zu verknüpfen. Wird Strom in allen Sektoren werthaltig nachgefragt und damit marktgetrieben auch in Wärme und Mobilität umgewandelt, können die Ziele zur CO₂-Einsparung im Verkehrs- und Wärmesektor kostengünstig erreicht werden (Handlungsfeld 4). Das Strommarktdesign muss daher den gesamten Ordnungs-rahmen für den Stromsektor betrachten.

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z Die Perspektive auf das Strommarktdesign verschiebt sich: Neben den Zielen für den Stromsektor muss das Strommarktdesign zukünftig stärker auch die anderen Ziele der Energiewende wie die Steigerung der Energie-effizienz berücksichtigen (Handlungsfeld 5).

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z Wichtig ist eine Koordination zwischen Stromnetzen und Strommarkt. Zum Beispiel kann eine verstärkte Interaktion der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr Auswirkungen auf die Stromnetze haben (Handlungs­

feld 6).

Weitere Schritte werden daher folgen . Kapitel 6.2 gibt einen Ausblick auf die genannten Handlungsfelder für die weitere Entwicklung des Strommarktdesigns.

Viele Stellungnahmen zum Grünbuch weisen auf erfor­

derliche weitere Schritte hin . Viele Vorschläge der Konsul-tationsteilnehmer gehen über die in Kapitel 5 angekündig-ten Maßnahmen hinaus. Zum Beispiel äußern sich viele Akteure zur Förderung der erneuerbaren Energien und ihrer weiteren Rolle im Energiesystem (siehe Handlungs-feld 2). Zudem wird gefordert, die Rolle der Netzbetreiber klar zu definieren (siehe Handlungsfeld 6). Viele Stellung-nahmen thematisieren auch die Kopplung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr (siehe Kapitel 1.2 und Hand-lungsfeld 4).

6.2 Zukünftige Handlungsfelder

Sechs zentrale Handlungsfelder geben einen Ausblick auf die Weiterentwicklung des Strommarktes 2.0.

Handlungsfeld 1: Den europäischen Binnenmarkt für