BHKW-Forum Stellungnahme zum Strommarktdesign-Grünbuch

Das aktuelle energiewirtschaftliche Umfeld gefährdet nach Auffassung des BHKW-Forum e.V. nicht nur den Bestand von großen Heizkraftwerken, sondern es erschwert auch die Markteinführung der effizienten KWK-Technologie fernab von Fern- und Nahwärmenetzen, insbesondere in der Wohnungswirtschaft, wo hunderttausende Heizungsanlagen auf Erneuerung warten. Technisch ist es keine Schwierigkeit, mit einem Beistell-BHKW eine Kesselanlage zu ergänzen. Jedoch ist dies nur ökonomisch attraktiv, wenn der Strom bei aktuellen Gaspreisen nicht zum üblichen Preis eingespeist wird, sondern dezentral verwertet werden kann.

Hier sind gerade im Mehrfamilienhausbereich, wo die spezifischen Modulkosten gering sind, administrative Vereinfachungen nötig. Eine Möglichkeit wäre die Gleichstellung eines professionellen Contractors mit einem Eigenversorger, sofern dieser nur der Erfüllungsgehilfe der Nutzer ist. Die Umstellung von der Heizwert- auf die Brennwerttechnologie hat über 20 Jahre gedauert, damit der nächste Schritt auf Effizienzleiter schneller geht, hat der Verein BHKW-Forum im Rahmen der öffentlichen Konsultation die folgende unter Federführung von Gunnar Kaestle und Marcel Krenzin erarbeitete Stellungnahme zum Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ abgegeben.

Blockheizkraftwerke sind nicht nur effiziente Energiewandelmaschinen, sondern auch flexibel und können daher einen wichtigen Beitrag zur Integration fluktuierender erneuerbarer Energien (FEE) leisten. Dies gilt nicht nur für die KWK-Anlage an sich, sondern das ganze KWK-Systemeinschließlich Wärmespeicher und „Ökoheizstab“. Dass diese Flexibilität bis heute nur zu einem geringen Teil genutzt wird, liegt nicht an der KWK-Technik an sich, sondern an den ökonomischen Randbedingungen. Der Verein BHKW-Forum begrüßt es daher, dass über eine Flexibilisierung von Abgaben, Umlagen und Entgelten nachgedacht wird, um damit eine zeitliche Allokationswirkung zu erzielen. Wir sprechen uns jedoch für eine aufkommensneutrale und möglichst einfache Regelung für die zarte Pflanze Klein-KWK aus, um nicht – wie derzeit – durch zu komplexe Regelungen das Wachstum zu hindern.

Der Grünbuch-Prozess mit seinen Folgestufen Weißbuch und Gesetentwurf hat die KWKG-Novelle zeitlich nach hinten verdrängt. Wir möchten darauf hinweisen, dass sich KWK-Anlagen sowohl in einem weiterentwickelten Energy-Only-Markt 2.0, als auch in einem Kapazitätsmarkt, gut eingliedern können. Eine Überarbeitung des KWKG ist somit eine no-regret-Option und sollte nicht künstlich verzögert werden. Da sich der Grünbuch-Prozess im Wesentlichen auf den Strommarkt fokussiert, die Kraft-Wärme-Kopplung aber auch den Wärmemarkt betrifft, wollen wir aufzeigen, dass CO2 und Primärenergie auch im Vergleich zu anderen sektorübergreifenden Technologien wie der Wärmepumpe den beiden Produkten Wärme und Strom zuzuordnen ist. Nicht nur im Wärmesektor und der EnEV, sondern auch im Stromsektor sollten primärenergieeffiziente Energien gewürdigt werden.

Die Überschrift des Kapitels 8.3 „Die Rolle der KWK beim Umbau des Kraftwerksparks klären“ legt nahe, dass die Rolle der KWK ungeklärt sei. Uns ist nicht ganz klar, warum die Bedeutung von hocheffizienter Energiewandlung von speicherbaren Brennstoffen in Strom und Wärme in Frage gestellt wird. Eine grundlegende thermodynamische Gesetzmäßigkeit (2. Hauptsatz der Wärmelehre) zeigt deutlich, dass es von Vorteil ist, Prozesse mit geringen Exergie-Verlusten zu realisieren – Exergie beziffert bekanntlich die Arbeitsfähigkeit der Energie. KWK-Anlagen haben gegenüber der Wärmeerzeugung in Kesseln eine sehr viel bessere Exergieausnutzung des Brennstoffs. KWK ist nicht nur für die Effizienzwende („Von der Energie- zur Exergieeinsparung“), sondern auch für die Wärmewende unverzichtbar – unabhängig davon, dass sie im Stromsektor disponible Erzeugungskapazitäten mit hohem Flexibilitätspotential unter Nutzung von Wärmespeichern darstellen.

Es erfreut uns, dass im ersten Absatz des KWK Kapitels auch die Klimafreundlichkeit der KWK angesprochen wird. Trotz dem Versagen des ETS als zentralem Instrument für Klimaschutz wird hier eine Option gesehen, die nationalen Reduktionsverpflichtungen zu erfüllen. Kapitel 8.2 spricht recht offen aus, dass vor 2020 aufgrund der Zertifikateüberschüsse keine Besserung in Sicht ist, sofern die Bundesregierung nicht einen ähnlich mutigen Schritt gehen will, wie man ihn in Großbritannien mit dem Carbon Price Floor gegangen ist.

Wie man aufgrund der Untersuchungen zum KWK-Verdrängungsmix weiß, werden auch in den kommenden Jahren durch KWK vor allem Kohlekraftwerke ersetzt. Auch jenseits des Jahres 2020 hat die heute meist als gasbetriebene Anlage projektierte KWK nach wie vor hohes Substitutionspotential von alternden Wärmekraft-werken ohne Wärmeauskopplung. Die laufende Evaluation zum KWKG sollte daher klären, welche Alternativen zum Ausbau der installierten KWK-Leistung für das gesamte bundesdeutsche Energiesystem zur Deckung der unelastischen Restlast denkbar sind.

I. Zur grundlegenden Funktion des Strommarktes

Der Energy-Only-Markt (EOM) hat eine Preisbildung über die Grenzkosten des marginalen Kraftwerks. Damit lässt sich eine strukturelle Refinanzierungslücke in Form der Fixkosten von Spitzenlasterzeugern nachweisen. Der gesamte Kraftwerkspark blutet langsam aus und dies ist unabhängig vom Zubau von nicht steuerbaren EE-Anlagen, welche die Restlast reduzieren. Andererseits bestehen neben dem EOM leistungsspezifische Zusatzeinahmen über den Regelenergiemarkt (Leistungspreis als Kapazitätsprämie). Weiterhin erhöhen Einpreisungen von Anfahrkosten den Marktpreis über die reinen Grenzkosten, so dass auch hier Zusatzeinahmen für Anlagen entstehen, die schon am Netz sind.

Das Auftreten von Knappheitspreisen in Form des Peak-Load-Pricing bedeutet, dass nicht mehr das letzte Grenzkraftwerk mit seinen variablen Kosten den Marktpreis bestimmt, sondern auf Verbrauchseite wird Konsumverzicht geübt. Aufgrund des hohen Grenznutzen von elektrischer Energie – vgl. mit dem Wert einer nicht gelieferten Kilowattstunde von ca. 10-20 €/kWh – sollte daher zuerst geprüft werden, wie reale Knappheitspreise auf andere Wirtschaftssektoren neben dem Strommarkt ausstrahlen (vgl. mit der Korrelation zu wirtschaftlichen Rezessionen während Knappheitspreisen im Mineralölmarkt in den Jahren 1973, 1979, 2008).

Der Effekt einer Kapazitätsprämie stützt vor allem den Bestand, da primär die laufenden Fixkosten auch bei zurückgehendem Deckungsbetrag getragen werden können. Die kapitalbasierten Fixkosten einer Neuinvestition sind deutlich höher. Durch den FEE-Zubau verändert sich konsequenterweise die Jahresdauerlinie der Restlast. Hierbei ist ein Überhang von Grund- und Mittellastkraftwerken zu beobachten, die für die aktuell zu niedrigen Marktpreise verantwortlich sind.

Eine marktstützende Lenkungswirkung sollte darauf hinwirken, dass Spitzenlastkapazitäten mit geringen Fixkosten bei höheren variablen Kosten auch unter Gesichtspunkten der Versorgungssicherheit zugebaut und Grundlastkapazitäten abgebaut werden. Ein Schritt in die Marktbereinigung im Segment der Grundlast wurde mit dem ordnungspolitisch organisierten Ausstieg aus der Kernenergie gegangen. Daher ist zu untersuchen, ob im Sinne der Energiewende ein selektiver Kapazitätsmechanismus besser als das Gießkannenprinzip geeignet wäre. Bestandsförderung durch Kapazitätsprämien wäre somit bei jenen Anlagen hilfreich, bei denen eine hohe Flexibilität nachgewiesen werden kann, z.B. durch Schnellstarteigenschaften oder niedrige CO2-Emissionen vorherrschen, die momentan nicht durch das ETS belohnt werden.

II. Begleitende Sowieso-Maßnahmen

Der BHKW Forum e.V. regt in diesem Zusammenhang eine Diskussion zur Neuordnung der Netzentgelte und die Verteilung der Netzkosten an. Über die bisherige Praxis der vermiedenen Netzentgelte werden im Bereich dezentrale Erzeugung bereits geringfügig Allokationssignale gesetzt. Auch im Bereich der Netznutzungsentgelte sollte eine Flexibilisierung größere Signalwirkung erzielen. Es ist überlegenswert, ob nicht generell auch die Erzeuger bei den Netzkosten mit einzubeziehen sind.

Das Netz verbindet Erzeuger mit Verbrauchern, somit sind sowohl die elektrischen Senken als auch elektrischen Quellen als Netznutzer zu sehen. Aufkommensneutral ließen sich so Allokationssignale in der jeweiligen Netzebene generieren, so dass bei einem Zubau an Erzeugerkapazität automatisch diejenige Technik, welche am besten zur Residuallast dieses (!) Netzgebietes passt, einen wirtschaftlichen Vorteil genießt.

In den vergangenen Jahrzehnten war der Strommarkt vor allem von einer preiselastischen Erzeugung und eher preisunelastischen Nachfrage geprägt. Mit einfachen Instrumenten wie Zweitarifzählern konnte der flexible Anteil der Nachfrage durch entsprechende Tarife für beispielsweise Nachtspeicherheizungen dem Angebot angepasst werden. Mit steigender Zahl fluktuierender Erzeugung fallen die Erzeugungsspitzen und -täler jedoch nicht mehr automatisch zu festen Zeiten an. Volkswirtschaftlich wäre für alle Akteure ein Ausgleich der Erzeugerkapazitä-ten mit den Verbrauchern wünschenswert. Im Bereich der Stromerzeugung wurden bereits Maßnahmen ergriffen, wie die größere Flexibilisierung des Spotmarktes durch den Viertelstunden-Intra-Day-Handel. Der Anteil des Erzeugerpreises beim Letztverbraucher nimmt seit geraumer Zeit immer mehr ab, so dass deutliche Preissignale beim Strompreis nur eine untergeordnete Rolle für den Letztverbraucher spielen.

Ein wesentlich größerer Preisbestandteil sind heutzutage die Netzentgelte. Der Rahmen ist politisch über die Netzentgeltverordnung gegeben. Diese sieht starre Arbeits- und Leistungspreise vor, deren Gewichtung über die „2.500-Stunden-Regel“ unterschiedlich ausfällt. Dies führt zu dem Paradoxon, dass zwei Verbraucher mit komplett unterschiedlichen Verbrauchsverhalten die gleichen Netzkosten tragen, obwohl der eine überwiegend nächtliche Überkapazitäten abnimmt, während der andere regelmäßig in die Morgenspitze fährt. Dies sollte in einem neuen Strommartkdesign keinesfalls beibehalten werden.

Die Netzentgelte sind zu flexibilisieren, so dass die Netzkosten dem Verbrauchsverhalten entsprechen. Hierüber ließe sich ein deutlich stärkeres Signal generieren und bereits vorhandene Netzkapazitäten besser bzw. gleichmäßiger nutzen. Im Wärme- und Kältemarkt werden die Anlagen mit Ihrer Nennleistung auf den Auslegungsfall dimensioniert, der praktisch nur wenige Stunden im Jahr auftritt. Diese beachtlichen Leistungen könnten im überwiegenden Rest des Jahres somit flexibel den Preissignalen folgen. Einwände bezüglich des erforderlichen Aufwandes sind nicht nachvollziehbar.

Bereits heute werden Verbraucher mit einer Abnahmemenge >100.000 kWh p.a. leistungsgemessen. Diese Lastgangdaten werden zu Abrechnungszwecken verwendet. Aus den Lastgangdaten ließe sich der jeweilige Viertelstundenwert mit einer anderen Netzentgelt-Preisstufe beaufschlagen. Der einzige Mehraufwand der Netzbetreiber bestünde darin, transparent im Vorfeld (day ahead) die entsprechenden Preisstufen der Netznutzung bekannt zu geben. Eine Umsetzung wäre kurzfristig darstellbar. Mittelfristig ist eine Ausweitung auf Lastprofilkunden erstrebenswert.

Eine neue Netzentgeltstruktur kann zudem einen Anreiz für flexible Erzeuger – insbesondere für KWK-Anlagen – schaffen, die Einspeisemengen auf Zeiten mit großer Ausspeisung zu begrenzen, beziehungsweise auch den Bezug bei hoher Einspeisung im Gesamtnetz zu erhöhen. Nur über eine Flexibilisierung der Netzentgelte kann eine sachgerechte Bildung des Letztverbraucherpreises inkl. aller Bestandteile erfolgen, die den Herausforderungen des sich verändernden Strommarktes gerecht werden kann.

Flexible Netzentgelte haben weitere, wesentliche Vorteile:

1. Die Netzbetreiber würden eine aktivere Rolle im Energiemarkt übernehmen, ohne dass das Unbundling aufgegeben werden muss

2. Über die zeitlich flexible Netzentgelte hätte man eine große Allokationswirkung, die völlig technologieoffen die jeweils preiswerteste Maßnahme – ob auf Erzeuger- oder Verbraucherseite – zur Stabilisierung der Netze bevorzugt.

3. Durch eine bessere Ausnutzung der vorhandenen Netze werden Kapazitäten für die wachsenden Herausforderungen der Energiewende frei.

Eine Weiterentwicklung der Regelleistungsmärkte wäre durch Optimierung und Ausweitung der Minutenreserve zu schaffen. Hier besteht zusätzliches Potential für weitere Flexibilitätsoptionen. Es werden momentan etwa doppelt so viele Schaltoptionen angeboten wie ausgeschrieben. Der Minutenreservemarkt kann daher erweitert werden, auch um darüber die Netzreserve transparent abzuwickeln – einschließlich der Nutzung von Kernanteilen. Letztendlich interessiert es den Anbieter einer Flexibilitätsoption nicht, wofür seine Anlage abgerufen wird, solange er an einem klarem Verfahren teilnimmt. Zur Ausweitung der Funktionalität des Redispatch oder ein erweitertes Einspeisemanagement müsste lediglich der Ort des Netzanschlusspunktes in der Abruf-Datenbank hinterlegt werden, um lokale Entlastungseffekte auf Netzbetriebsmittel per Lastflussoptimierer ausrechnen zu können.

III. Kapazitätsmarkt, Quo Vadis?

Knappheitsbedingte Preisspitzen, daher Marktpreise, bei denen die angebotene Erzeugungska-pazität nicht ausreicht, führen zu einer Reduktion der überwiegend unelastischen Nachfrage. Diesen Effekt kennt man im Mineralölmarkt unter dem Begriff „Demand Destruction“. Energie ist ein Produktionsfaktor mit sehr hoher Produktionselastizität, daher wäre eine grundlegende Untersuchung wichtig, ob sich so gelebte Engpässe auf den deutschen Industriestandort positiv oder negativ auswirken. Während der Kalifornischen Energiekriese 2000-2001 kannte man beispielsweise die nachfrageseitige Anpassung in Form rollierender Blackouts. Sofern der volkswirtschaftliche Schaden größer ist, als die Kosten für einen wie auch immer ausgestalteten Kapazitätsmechanismus, um stets noch Reserven vorrätig zu halten, dann spricht dies für die Ausweitung von leistungsbezogenen Zahlungen, und sei es nur die Ausweitung des Regelleistungsmarktes und Vorhaltung einer größeren Leistung an Minutenreserve.

Die Abdeckung der Spitzenlast mit Netzersatzanlagen ist eine günstige Option, die durch den Rückgriff auf „So-Da-Anlagen“ die Fixkosten senkt. Allerdings ist dies durch die Tatsache gehemmt, dass alte Netzersatzanlagen im Bestand meist nicht netzparallelfähig sind. Neue Netzersatzanlagen sollten daher Anreize erhalten, dass sie auch im Netzparallelbetrieb starten können, genauso wie KWK-Anlagen auch mit einer Zusatzausrüstung Netzersatzfunktionen übernehmen können.

„Wenn jeder Stromkunde einen Stromlieferanten hat, der zur Lieferung verpflichtet ist – wo ist da das Problem?“ Diese Frage lässt sich mit dem Aspekt der verstärkten Bilanzkreisverantwortung kombinieren. Genichi Taquchi, ein japanischer Ingenieur, Statistiker und QM-Experte, hat zur Verbesserung der Prozessqualität die sogenannte Taguchi-Methode konzipiert. Eine quadratische Pönale setzt einen stetigen Anreiz, den Sollwert anzustreben – hier ist es der angemeldete Fahrplan.

Eine parabelförmige, auf die Standardabweichung normierte Strafzahlung, die der Bilanzkreisverantwortliche an den Übertragungsnetzbetreiber zahlt, hätte drei Funktionen:

1. Sie erzieht den BK-Verantwortlichen, seinen angemeldeten Fahrplan einzuhalten.

2. Sie ist der Kondensationskeim für einen dezentralen Kapazitätsmarkt.

3. Sie dient der verursachergerechten Refinanzierung des Regelleistungspreises.

Jeder Bilanzkreis kann selbst entscheiden, ob er gelegentlich eine schmerzhafte Pönale zahlt, womit der ÜNB den Leistungspreis der eingekauften Regelenergie kompensieren kann, oder über einen Optionspreis (=Leistungsprämie) direkt Kraftwerke oder andere Flexibilitätsoptionen unter Vertrag nimmt, um Abweichungen kurzfristig selbst ausregeln zu können.

Der Ausbau der KWK hat primär das Ziel, ressourceneffizient auf dem Wärme- und Strommarkt Primärenergie und CO2 einzusparen. Die Diskussion „Neugestaltung Strommarktdesigns“ mit dem Ziel der Wiederherstellung und die zur Garantie von Versorgungssicherheit ist eine andere. Nichts desto weniger ist die Kraft-Wärme-Kopplung als disponibler Erzeugungstyp ein wesentlicher Beitrag zur Versorgungssicherheit und erhöht unter Ausnutzung von Wärmespei-chern die Flexibilisierung des Gesamtsystems. Die Novelle des KWKG sollte unabhängig vom Strommarktdesign vorgetrieben werden, da ein Zubau an KWK-Anlagen, insbesondere sehr flexible Motor-BHKW, als Sowieso-Maßnahme zu werten ist, der Vorteile liefert, unabhängig wie die Frage um Kapazitätsmärkte entschieden wird. (lfs)

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