Deutschland hat sich ein klares Ziel gesetzt – bis 2045 soll die Klimaneutralität erreicht werden. Dafür ist ein erheblicher Ausbau der erneuerbaren Energien notwendig. Eine Herausforderung für das aktuelle, auf fossile Energieträger ausgerichtete Strommarktdesign.
Um den steigenden Anteil wetterabhängiger und volatiler Energiequellen wie Sonnen- und Windenergie effizient zu integrieren, muss das Strommarktdesign angepasst werden. Es ist entscheidend, eine volkswirtschaftlich tragfähige Basis für erneuerbare Energien zu schaffen und Hemmnisse für den weiteren Hochlauf Markthemmnisse abzubauen. Zusätzlich muss die Flexibilität des Stromangebots in den Bereichen Verbrauch, Speicherung und Erzeugung erhöht werden, um Probleme wie negative Strompreise effektiv zu reduzieren.
In einer anhaltenden Debatte werden immer wieder unterschiedliche Marktmodelle für den Strommarkt diskutiert. Im Zentrum steht die Frage, welches Strommarktdesign auch bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien eine sichere, kostengünstige und umweltverträgliche Versorgung mit Strom gewährleisten kann. Neben dem vorherrschenden Energy-Only-Markt ist auch der Kapazitätsmarkt in den vergangenen Jahren verstärkt in den Vordergrund gerückt und spätestens seit der Ankündigung der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung im Februar 2024 in aller Munde.
Was steckt hinter den Marktmodellen? Wie unterscheiden Sie sich und welche Rolle nehmen Großbatteriespeicher darin ein? Dieser Artikel gibt einen Überblick.
Wer ein Beispiel für den Energy-Only-Market (EOM) sucht, braucht nur einmal vor die Haustür schauen. Denn seit der Liberalisierung der Strommärkte in Deutschland in den 90er Jahren, hat sich das EOM-Strommarktdesign hierzulande etabliert.
Der Energy-Only-Markt (EOM) ist ein Strommarktdesign, bei dem Energieerzeuger Erlöse ausschließlich auf Basis der tatsächlich gelieferten Energiemenge erzielen. Genauer gesagt erwirtschaften Energieerzeuger ihre Einnahmen ausschließlich durch den Verkauf von Strom am Spotmarkt oder durch langfristige Verträge , ohne zusätzliche Zahlungen für die Bereitstellung von Kapazitäten für die Stromproduktion zu bekommen. Dieses Marktmodell basiert auf dem Prinzip, dass der Preis für Strom durch Angebot und Nachfrage bestimmt wird
In Deutschland wird der Energy-Only-Markt maßgeblich durch die Energiebörse, insbesondere die European Power Exchange (EPEX SPOT), geprägt. Der Stromhandel am EOM umfasst neben langfristigen Termingeschäften und bilateralen “Over-the-Counter" Verträgen den Day-Ahead- und den Intraday-Markt:
Der Preis für Strom auf diesen Märkten schwankt je nach Angebot und Nachfrage. In Zeiten hoher Nachfrage oder wenn die kostengünstige Erzeugung durch erneuerbare Energien gering ist, steigen die Preise. Umgekehrt führen ein Überangebot und geringe Nachfrage zu niedrigeren Preisen.
Eine der größten und meistdiskutierten Herausforderungen im EOM, insbesondere vor dem Hintergrund der Energiewende, ist die Sicherstellung der Versorgungssicherheit. Also: Steht zu jedem Zeitpunkt ausreichend Strom zur Verfügung, um die gesamte Nachfrage zu decken?
Aus diesem Grund ergänzen verschiedene Instrumente und Flexibilitätsoptionen wie die Netzreserve, Kapazitätsreserve und die Sicherheitsbereitschaft den Energy-Only-Market in Deutschland. Die drei genannten Reservemodelle, vergüten Kapazitäten für die zusätzliche Erzeugung von elektrischer Energie, die sich lediglich in Bereitschaft befinden oder vorübergehend stillgelegt sind. Sie sichern Zusatzkapazitäten für das System, die im Prinzip aber nie abgerufen werden sollen.
Stationäre Großbatteriespeicher spielen im Energy-Only-Market (EOM) eine wichtige Rolle, da sie zur Netzstabilität und zur Effizienz des Strommarktes beitragen. Ihre Einbindung erfolgt auf verschiedene Weisen:
Insgesamt sind stationäre Großbatteriespeicher im EOM von zentraler Bedeutung für die Flexibilisierung des Stromangebots, die Integration erneuerbarer Energien und die Gewährleistung der Netzstabilität. Ihre Fähigkeit, schnell Energie zu speichern und abzugeben, macht sie zu einem wertvollen Werkzeug für die Bewältigung der Herausforderungen, die mit der zunehmenden Durchdringung von erneuerbaren Energien einhergehen.
Vorteile des Energy-Only-Markets
Nachteile des Energy-Only-Markets
Das "Missing-Money-Problem" ist ein zentrales wirtschaftliches Problem, das im Kontext von Energy-Only-Märkten (EOM) auftritt. In einem EOM werden Stromerzeuger ausschließlich für die tatsächlich gelieferte Elektrizität bezahlt, basierend auf den Marktpreisen, die durch Angebot und Nachfrage bestimmt werden. Das Missing-Money-Problem beschreibt die Situation, in der die Einnahmen, die Erzeuger auf dem Markt erzielen können, nicht ausreichen, um die Fixkosten ihrer Anlagen zu decken und gleichzeitig die notwendigen Investitionen für den Erhalt oder den Neubau von Erzeugungskapazitäten zu finanzieren. Im Kern dieses Problems stehen die Preisvolatilitäten der Energiepreise. Bei hoher Verfügbarkeit erneuerbarer Energien, beispielsweise an sonnigen oder windigen Tagen, kann das Angebot die Nachfrage übersteigen, was zu einem Preisverfall führt. Dies macht es für Betreiber von herkömmlichen Kraftwerken, die feste Betriebskosten haben, schwierig, wirtschaftlich zu bleiben, insbesondere wenn sie ihre Anlagen nicht voll auslasten können. Hinzu kommt die Herausforderung der Investitionssicherheit. Diese Faktoren zusammengenommen führen dazu, dass auf Energy-Only-Märkten ein strukturelles Einnahmendefizit von Erzeugern entstehen kann, welches die wirtschaftliche Lebensfähigkeit von Kraftwerken gefährdet und die Investitionsbereitschaft in neue Kapazitäten oder Technologien dämpft.
Insbesondere aus Sicht des traditionellen Energiemarktes ist die Argumentation des Missing-Money-Problems nachvollziehbar. Dieser verlässt sich zur Deckung der Spitzenlastkapazitäten auf großangelegte und kostenintensive Kraftwerke, die lange Bauzeiten von mehreren Jahren erfordern und dementsprechend umfangreiche sowie langfristige Investitionen voraussetzen. Investitionen in eine dezentrale Infrastruktur zur Bereitstellung gesicherter Kapazitäten aus vielen kleinen Anlagen lassen sich hingegen leichter und schneller realisieren.
Dem gegenüber steht die Hypothese, dass das Missing Money Problem nur dann ein echtes Problem darstellt, wenn angenommen wird, dass extreme Preisspitzen, die die Alternative zur Deckung der Investitionskosten wären, politisch nicht tragbar sind. Investitionen bleiben aufgrund von Befürchtungen aus, dass politische Eingriffe, wie die Einführung eines Kapazitätsmarktes, die Preisstruktur in wenigen Jahren verändern und Investitionen unrentabel machen könnten. Zu hinterfragen bleibt also, ob es sich bei der Einführung des Energy-Only-Markts (EOM) tatsächlich um eine unüberlegte Entscheidung handelt. Hätte das Missing-Money-Problem als ein grundsätzliches und unlösbares Hindernis gegolten, hätte man sicherlich eine Alternative zu dem EOM in Erwägung gezogen.
Um die „Missing Money Probleme“ zu adressieren, werden oft zusätzliche Mechanismen wie Kapazitätsmärkte oder strategische Reserven vorgeschlagen und implementiert.
Konzeptionell steht der Kapazitätsmarkt dem Energy-Only-Markt gegenüber. Der Kapazitätsmarkt ist eine regulatorische Maßnahme in der Energieversorgung, die darauf abzielt, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, indem sichergestellt wird, dass zu jeder Zeit ausreichende Stromerzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Der Hauptunterschied zum Energy-Only-Markt (EOM), wo Erzeuger nur für den tatsächlich gelieferten Strom bezahlt werden, liegt darin, dass im Kapazitätsmarkt die Bereitstellung von Kapazität – also die Verfügbarkeit, Fähigkeit und Bereitschaft Strom erzeugen zu können – finanziell entlohnt wird. Stromerzeuger verpflichten sich, zu bestimmten Zeiten – insbesondere während der Spitzenlastzeiten – eine festgelegte Menge an Energie bereitzustellen. Dafür erhalten sie eine Vergütung, die als Kapazitätszahlung bekannt ist. Diese Zahlungen erfolgen unabhängig davon, ob die bereitgestellte Kapazität tatsächlich zur Stromerzeugung genutzt wird oder nicht. Sie dienen als finanzielle Anreize, um sicherzustellen, dass genügend Kraftwerkskapazität vorhanden ist, um Spitzenlasten unter allen Umständen abdecken zu können, insbesondere während Zeiten hoher Nachfrage oder wenn die Verfügbarkeit anderer Energiequellen eingeschränkt ist.
Vorteile des Kapazitätsmarkt
Nachteile des Kapazitätsmarkt
Die Debatte um die Einführung eines Kapazitätsmarktes gewann Anfang der 2020er Jahre erneut an Dynamik, nachdem die Diskussion lange Zeit stagnierte. Diese Diskussion wurde durch den raschen Anstieg des Anteils fluktuierender erneuerbarer Energien an der Gesamtstromerzeugung und wichtige energiepolitische Entscheidungen wie den Atomausstieg, den geplanten Kohleausstieg und die bevorstehende Umstellung der Erdgasstromerzeugung auf Wasserstoff befeuert. Diese Faktoren erhöhen die Dringlichkeit, die Versorgungssicherheit an Tagen mit geringer Sonnen- und Windenergie zu gewährleisten und die Finanzierung gesicherter Erzeugungskapazitäten sicherzustellen.
In der Ankündigung einer Kraftwerksstrategie im Februar 2024 betont die Bundesregierung die Notwendigkeit, die Versorgungssicherheit durch den Bau neuer Gaskraftwerke zu stärken, die später auf Wasserstoffbetrieb umgestellt werden sollen. Gleichzeitig wird die Einführung eines Kapazitätsmarktes angekündigt, der ab 2028 den Energy-Only-Markt ergänzen oder möglicherweise ersetzen soll. Die genaue Ausarbeitung und dessen Folgen bleiben abzuwarten.
Die Einbindung von Großbatteriespeichern ist vor allen von den Vorgaben des „Derating“ abhängig. Im Kontext des Strommarkts (insbesondere bei Kapazitätsmärkten für Energiespeicher wie Batterien) bedeutet Derating die Anpassung der nominalen Leistungskapazität von Speichersystemen basierend auf ihrer tatsächlichen Verfügbarkeit und Leistungsbereitstellung während Stressereignissen. Diese Anpassung spiegelt die realistische Fähigkeit des Systems wider, unter verschiedenen Betriebsbedingungen zuverlässige Leistung zu erbringen. Das „Derating“ beantwortet die Frage, wie lange ein Asset volle Leistung erbringen können muss, um auch die volle Vergütung dafür zu erhalten. Bei einem Gaskraftwerk ist diese Fähigkeit im Prinzip unbegrenzt, bei den meisten Großbatteriespeichern die aktuell im deutschen Markt realisiert werden, sind es im Durchschnitt zwei Stunden. In Großbritannien oder Frankreich hingegen liegt der Durchschnitt bei vier Stunden. Je nachdem auf welchen Auslegungsfall ein Markt dimensioniert wird, würden sich also im Zweifel auch die Angebote der bereitgestellten Großbatteriespeicher verändern.
Grundsätzlich können Großbatteriespeicher, wie auch im Energy-Only-Markt, zur Netzstabilität und zur Effizienz des Strommarktes beitragen. Dies erreichen sie beispielsweise durch die Bereitstellung von Regelenergie und genereller Flexibilität, durch die Teilnahme an Kapazitätsausschreibungen und durch die Reduktion der Netzbelastung im Netzengpassmanagement. Dadurch tragen Großbatteriespeicher wesentlich zur Stabilität und Zuverlässigkeit des Stromnetzes in einem Kapazitätsmarkt bei und unterstützen auch hier die Integration erneuerbarer Energien.
Im Vergleich zwischen dem Energy-Only-Markt und dem Kapazitätsmarkt zeigen sich deutliche Vor- und Nachteile, die es sorgfältig abzuwägen gilt. Der Energy-Only-Markt bietet Anreize für eine kosteneffiziente Stromproduktion, indem nur der tatsächlich gelieferte Strom vergütet wird. Dies fördert den Wettbewerb und die Innovationskraft im Bereich der erneuerbaren Energien. Allerdings kann dieses Modell an seine Grenzen stoßen, wenn es darum geht, die Versorgungssicherheit in Zeiten schwankender Erzeugung aus erneuerbaren Quellen zu gewährleisten.
Der Kapazitätsmarkt hingegen sichert die Versorgung, indem Erzeuger Vergütungen für die Bereitstellung von Kapazitäten erhalten, unabhängig davon, ob diese tatsächlich genutzt werden. Dies kann insbesondere in Zeiten niedriger Produktion aus erneuerbaren Energien von Vorteil sein. Allerdings können hier höhere Kosten für die Verbraucher entstehen, da zusätzlich zu den Stromkosten auch die Kosten für die Bereitstellung der Kapazitäten anfallen. Zudem werden die Preise am weiter bestehenden Energiemarkt verzerrt, was Investitionen beeinträchtigt kann.
In Deutschland hat sich der Energy-Only-Markt (EOM) hat sich über Jahrzehnte hinweg etabliert und wurde immer wieder fein austariert. Daher ist grundsätzlich bei der Einführung von neuen Mechanismen am Strommarkt äußerste Vorsicht geboten. Fundamentale Änderungen, wie die Implementierung eines Kapazitätsmarktes, könnten unabsehbare und insbesondere langfristige Konsequenzen nach sich ziehen, wenn sie nicht sorgfältig geplant und durchgeführt werden.
Großbatteriespeicher spielen in beiden Märkten eine wichtige Rolle. Im Energy-Only-Markt tragen sie durch ihre Fähigkeit zur schnellen Reaktion und Flexibilität zur Stabilisierung des Netzes bei und können Überschüsse aus erneuerbaren Energien speichern und bei Bedarf wieder abgeben. Im Kapazitätsmarkt bieten sie zusätzliche Sicherheit, indem sie als gesicherte Kapazitäten bereitgestellt werden können, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.
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