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3 Der Strommarkt für die Energiewende in:

PwC Düsseldorf

Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, page 85 - 202

Band II Strommarkt

1. Edition 2017, ISBN print: 978-3-648-09631-4, ISBN online: 978-3-648-09633-8, https://doi.org/10.34157/9783648096338-85

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Mussaeus/Küper 85 3 Der Strommarkt für die Energiewende 3.1 Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen 3.1.1 Energiepolitik in der EU und in Deutschland Der deutsche Strommarkt ist in seiner heutigen Konzeption weitgehend von europäischen Vorgaben beeinflusst. Dementsprechend ist ein Großteil der deutschen Regelungen auf Richtlinien der EU zurückzuführen. Unabhängig davon hat die EU zahlreiche Verordnungen erlassen, die unmittelbar in Deutschland Anwendung finden179. Sonderregeln, die das Design des deutschen Strommarktes maßgeblich beeinflussen, sind v.a. das EEG sowie das KWKG. Zwar hat auch die EU mittlerweile eine Erneuerbare-Energien-Richtlinie erlassen, das EEG war aber bereits davor im Kern etabliert180. Zudem sieht die Richtlinie neben den Zielsetzungen nur die Aufstellung eines „Nationalen Aktionsplans“ vor, sie enthält also keinerlei Vorgaben, wie die Zielsetzungen zu erreichen sind. Insofern heißt es auch, dass die Richtlinie das „Reservat nationaler Förderpolitik“ nicht antastet181. Das Verhältnis des europäischen Rechts zum deutschen Recht zeichnet sich durch einen Anwendungsvorrang182 des supranationalen Europarechts aus, der dazu führt, dass die Vorgaben des Unionsrechts im Falle der Kollision mit entgegenstehendem deutschem Recht vorrangig anzuwenden sind. Das entgegenstehende nationale Recht tritt allerdings nur in diesem Fall zurück und genießt ansonsten weiterhin Geltung. Gleichzeitig ist der nationale Gesetzgeber verpflichtet, den europarechtlichen Vorgaben innerstaatlich zur vollen Wirksamkeit zu verhelfen, was insb. die effektive Umsetzung von Richtlinien betrifft183. Die folgende Übersicht zeigt den Rahmen energierechtlicher Bestimmungen auf europäischer und auf deutscher Ebene: 179 Vgl. z.B. Stromhandelsverordnung Nr. 714/2009, Transeuropäische Infrastrukturverordnung Nr. 347/2013. 180 Theobald/Gey-Kern, EuZW 2011, S. 896, 900. 181 Gundel, in: Danner/Theobald, Energierecht, Europäisches Energierecht, Rn. 80. 182 Ruffert, in: Callies/Ruffert, EUV/AEUV, Art. 1 AEUV Rn. 16. 183 Ruffert, a.a.O., Art. 4 AEUV Rn. 56. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 86 Mussaeus/Küper Energierechtlicher Rahmen auf europäischer Ebene Erste Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG Zweite Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 2003/54/EG Versorgungssicherheitsrichtlinie 2005/89/EG Energiedienstleistungsrichtlinie 2006/32/EG Erneuerbare-Energien-Richtlinie 2009/28/EG Emissionshandelsrichtlinie 2009/29/EG Dritte Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 2009/72/EG Stromhandelsverordnung Nr. 714/2009 Energieeffizienzrichtlinie 2012/27/EU Transeuropäische Infrastrukturverordnung Nr. 347/2013 Energierechtlicher Rahmen auf deutscher Ebene Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Atomgesetz (AtG) Elektrizitätssicherungsverordnung (EltSV) Konzessionsabgabenverordnung (KAV) Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) Treibhausgasemissionshandelsgesetz (THEG) Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) Anreizregulierungsverordnung (ARegV) Energieleitungsausbaugesetz (ENLAG) Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen (EDLG) Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) Netzreserveverordnung (NetzResV) Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) Energiesteuergesetz (EnergieStG) Stromsteuergesetz (StromStG) Abb. 28: Gesetzliche Vorgaben EU/Deutschland in chronologischer Reihenfolge Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Küper 87 3.1.2 EU-Vorgaben und Umsetzung in deutsches Regelwerk 3.1.2.1 Binnenmarktrichtlinien Kernziele der Energiepolitik in der EU sind die Schaffung eines grenzüberschreitenden Energiebinnenmarktes und die Liberalisierung des Energiemarktes; sie stehen in Einklang mit der Binnenmarktpolitik der EU und bildeten die Grundlage für die Elektrizitäts-Binnenmarktrichtlinien zur Ausgestaltung des Strommarktes aus den Jahren 1998, 2003 und 2009. Diese Richtlinien haben die wohl bedeutendsten Einflüsse auf den deutschen Strommarkt und das deutsche Energierecht in den letzten 20 Jahren ausgeübt. Bereits die erste Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie184 aus dem Jahr 1996 verpflichtete die Mitgliedstaaten, die bis dato in der Energiewirtschaft bestehenden Monopolstrukturen abzuschaffen und durch wettbewerblich gesteuerte Systeme zu ersetzen. Ausgenommen war allein das Leitungsnetz über alle Spannungsebenen als natürliches Monopol185. Dieser angeordnete Systemwandel machte eine grundlegende Änderung der rechtlichen Rahmenbedingungen für den innerstaatlichen Absatz von Elektrizität erforderlich, beließ aber dem nationalen Gesetzgeber hinsichtlich des verbindlichen Netzzugangs für Dritte mit der Wahl zwischen verhandelten und regulierten Netzzugang einen nicht zu unterschätzenden Gestaltungsspielraum. Die Einführung des Wettbewerbs unter Abschaffung der bisherigen Monopolstrukturen auf nationaler Ebene erfolgte durch die am 29.04.1998 in Kraft getretene Neufassung des EnWG186. Eine Entflechtung (Unbundling) war zu diesem Zeitpunkt nur in sehr begrenztem Umfang hinsichtlich des Netzbetriebs und der Rechnungslegung vorgesehen. Es wurde eine rechtliche Eigenständigkeit des Netzbetreibers fingiert, die de facto jedoch nicht existierte187. Herzstück der späteren Elektrizitätsbeschleunigungs-Richtlinie188 aus dem Jahr 2003, die die vorherige Binnenmarktrichtlinie umfassend ersetzte, war die Einführung eines Regulierungssystems. In Konsequenz dessen konnten die Mitgliedstaaten 184 Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 19.12.1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt. 185 Vgl. hierzu auch Britsch, in: Entflechtung und Regulierung in der Energiewirtschaft, 1. Aufl., S. 2. 186 Insofern wird auch von einer „radikalen deutschen Energierechtsreform“ gesprochen, vgl. dazu Ortlieb, EWeRK 2016, 198, 201; Britsch, in: Entflechtung und Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 1. Aufl., S. 3. 187 Ortlieb, a.a.O. 188 Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 26.06.2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung des Richtlinie 96/92/EG. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 88 Mussaeus/Küper fortan nicht mehr zwischen verhandelten und regulierten Netzzugang wählen189. Die Regulierung erfasste alle Bereiche, die infolge des natürlichen Monopols der Netze in der Elektrizitätswirtschaft keiner bzw. einer nur sehr begrenzten wettbewerblichen Steuerung ausgesetzt sind. Diese Richtlinie sah auch ein deutlich intensiviertes Unbundling vor, forderte jedoch noch keine eigentumsrechtliche Entflechtung. Die zur Umsetzung der Vorgaben erlassene EnWG-Novelle im Jahr 2005 zielte darauf, über die Regulierung der Energieversorgungsnetze einen wirksamen Wettbewerb auf den Märkten zu ermöglichen, die dem Netzbereich vor- und nachgelagert sind190. Konkret betrifft die Reform den Netzzugang und die Netznutzungsentgelte, die sowohl im EnWG selbst als auch untergesetzlich in der StromNZV und der StromNEV geregelt wurden191. Weiterer zentraler Inhalt sind die neu eingeführten Vorschriften zum Unbundling. Die letzte umfassende Reform des Strommarktes erfolgte durch das sog. Dritte Binnenmarktpaket. Die insofern relevante Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie192 sah eine vollständige und insofern nun auch eigentumsrechtliche Entflechtung vertikal integrierter Energieversorgungsunternehmen vor, gestattete als Alternative aber auch die Einrichtung eines unabhängigen Transportnetzbetreibers bzw. eines unabhängigen Systembetreibers193. In Deutschland erfolgte die Umsetzung mit der Novellierung des EnWG im August 2011, wobei das BMWi deutlich gemacht hat, dass die Umsetzung des Dritten Binnenmarktpakets auf die zwingenden europäischen Vorgaben beschränkt sein sollte194. Praktisch vollzieht sich der Strombinnenmarkt heute über Marktkopplung in der Form sog. impliziter Auktionen. Marktteilnehmer erhalten hierdurch grenzüberschreitende Kapazitäten195 nicht direkt zugeteilt, vielmehr geben sie Gebote für Strom auf ihrer Börse ab. Preisunterschiede zwischen den Marktgebieten werden sodann über die Börsen aufgrund der an den Grenzstellen verfügbaren Kapazität minimalisiert196. Der europäische Strombinnenmarkt wurde mit dem Start der Preis- 189 Mussaeus/Schwind, in: PwC (Hrsg.), Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, Band I 4. Aufl. 2015, S. 17. 190 Kühne/Brodowski, NVwZ 2005, S. 849. 191 In: PwC (Hrsg.) Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, Band I 4. Aufl., 2015, S. 24. 192 Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 13.07.2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG. 193 Mussaeus/Schwind, a.a.O., S. 21. 194 Dazu Theobald/Gey-Kern, EuZW 2011, S. 896. 195 Vgl. dazu auch unten Abschnitt 3.7.1 (Bedeutung der Grenzkuppelkapazitäten). 196 Vgl. hierzu und im Folgenden, Epexspot, Marktkopplung, Ein wesentlicher Schritt zur Marktintegration; abrufbar unter: http://bit.ly/2oVbn1z. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Küper 89 kopplung in Nordwesteuropa, d.h. von Frankreich nach Finnland (einschließlich der nordischen und der baltischen Staaten) und von Deutschland/Österreich nach Großbritannien, am 04.02.2014 deutlich vorangetrieben. Die europäische „Multi- Regionen-Kopplung“ wurde mehrfach erweitert, umfasst nun 19 Länder und deckt rund 85% des Stromverbrauchs in Europa ab. Von der Errichtung einer „einheitlichen europäischen Kupferplatte“, also eines einheitlichen Stromnetzes ohne physische Engpässe innerhalb und zwischen den Ländern, ist die Energiewirtschaft aufgrund der unterschiedlich ausgerichteten nationalen, z.T. regionalen politischen Vorgaben weit entfernt. Die Harmonisierung der Energiepolitik in der EU ist deshalb notwendig. 3.1.2.2 Umwelt- und klimapolitische Richtlinien Die EU hat ihre Energiepolitik in jüngerer Vergangenheit verstärkt umwelt- und klimapolitisch ausgerichtet197. Grundlage der Umwelt- und Klimapolitik in der EU ist der 2020-Rahmen. Er umfasst die Verpflichtung der EU-Mitgliedstaaten, bis 2020 ihre Treibhausgasemissionen um mind. 20 % gegenüber 1990 zu reduzieren, die Energieeffizienz um 20 % zu erhöhen und einen Anteil von 20 % erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch zu erreichen198. Diese Ziele setzt die EU durch eigenständige Legislativ-Instrumente um, namentlich durch die Emissionshandels-Richtlinie, die Effizienz-Richtlinie und die Erneuerbare-Energien-Richtlinie199. Darauf aufbauend haben sich die Mitgliedsstaaten im Europäischen Rat im Oktober 2014 auf einen EU-Klima- und Energierahmen bis 2030 verständigt. Ziele der Energiepolitik in der EU sind danach200 die Minderung der Treibhausgasemissionen von mind. 40 % gegenüber 1990, ein Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch von mind. 27 %, mind. 27 % Energieeinsparungen bis 2030 mit einer Überprüfung bis 2020 und der Option, das Ziel auf 30 % anzuheben eine Reform des Emissionshandels sowie die fortschreitende Kopplung der Märkte durch den Ausbau grenzüberschreitender Leitungskapazitäten in Höhe von 10 % der installierten Stromerzeugungskapazität in der EU. 197 Theobald, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 1 Rn. 68. 198 KOM (2010) 2020, S. 13. 199 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qBTpgL. 200 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qBTpgL; http://bit.ly/2qvMlTO. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 90 Salevic Nach dem „Energiefahrplan 2050“ der EU soll bis 2050 eine Senkung der Emissionen um mehr als 80 % erreicht werden unter Gewährleistung der Versorgungssicherheit und der Wettbewerbsfähigkeit201. Die EU macht aber zugleich deutlich, dass die bislang bestehenden Politikansätze und Maßnahmen zur Erreichung des Zieles nicht ausreichen werden202. Die Kommission ist insofern der Ansicht, dass Strom künftig eine weitaus größere Rolle spielen und damit gerade in den Bereichen Verkehr sowie Heizung/Kühlung einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten muss203. Zur weiteren Harmonisierung der Energiepolitik innerhalb der EU hat die EU- Kommission im Februar 2015 den Plan einer europäischen Energieunion mit fünf Handlungsfeldern veröffentlicht. Die Energieunion adressiert die Energiesicherheit Europas, den europaweit ungehinderten Energiefluss, den Vorrang für Energieeffizienz, die Klimaschutzpolitik und die Unterstützung bahnbrechender Neuerungen bei kohlenstoffemissionsarmen und sauberen Energietechnologien. In diesem Zusammenhang zielt sie auch auf eine emissionsarme Mobilität und eine Energiepolitik, die der EU weltweit die Führungsrolle bei der Nutzung erneuerbarer Energien sichern soll204. Ende November 2016 hat die EU-Kommission mit ihrem „Winterpaket“205 neue Vorschläge zur Harmonisierung der Energiepolitik in Europa vorgelegt, u.a. zur besseren Koordinierung der nationalen Energiepolitiken durch abgestimmte nationale Klima- und Energiepläne, zum Design des europäischen Strommarktes, zur europaweiten Ausgestaltung der Förderung erneuerbarer Energien und zur Erhöhung des Energie-Effizienz-Ziels von 27 % auf 30 %. Dabei zeigt sich eine Tendenz von der Harmonisierung hin zur stärkeren Zentralisierung der Energiepolitik in Europa, z.B. bei dem Vorschlag für die europaweite Ausgestaltung der Förderung und der Einschränkung des Einspeisevorrangs für erneuerbare Energien. 3.1.2.3 Digitalisierung des Messwesens Energiewende ist ohne neue Technologien und auch ohne Digitalisierung kaum denkbar. Die Versorgungssicherheitsrichtlinie206 aus dem Jahr 2005 enthielt erstmalig eine fakultative Förderung der Einführung von Technologien im Bereich der 201 KOM (2011) 885, S. 1. 202 Ebenda. 203 KOM (2011) 885, S. 6. 204 Vgl. http://ec.europa.eu/priorities/energy-union-and-climate_de. 205 Vgl. http://europa.eu/rapid/press-release_IP-16-4009_de.htm m.w.N. 206 Richtlinie 2005/89/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 18.01.2006 über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Salevic 91 Echtzeit-Nachfragesteuerung durch die Mitgliedstaaten. Smart Metering wurde dadurch nicht verbindlich, die Regelung hatte aber zumindest Impulswirkung207. Erst Art. 13 Abs. 1 Satz 1 Energiedienstleistungs-Richtlinie208 normierte die Pflicht der Mitgliedstaaten sicherzustellen, dass Endkunden individuelle Zähler erhalten, die ihren tatsächlichen Energieverbrauch und die tatsächliche Nutzungszeit widerspiegeln209, allerdings unter dem Vorbehalt, dass die Einführung technisch machbar, finanziell vertretbar und im Vergleich zu potenziellen Energieeinsparungen angemessen ist. Die europarechtlichen Grundlagen des „Smart Meter Rollouts“ sind in der 3. Elektrizitäts-Binnenmarkt-Richtlinie 2009/72/EG zu finden210. Art. 3 Abs. 11 dieser Richtlinie betont die Ausbauziele für intelligente Messsysteme und Netze. Grundgedanke ist die Förderung der Energieeffizienz. Gem. Anhang I Abs. 2 der Richtlinie haben die Mitgliedsstaaten zu gewährleisten, dass intelligente Messsysteme eingeführt werden, durch die die aktive Beteiligung der Verbraucher am Stromversorgungsmarkt unterstützt wird. Hier wird als politisches Ziel die Wandlung des klassischen Verbraucherbildes vom Konsumenten zum sog. Prosumer ersichtlich, der zunehmend aktiv am Strommarkt teilnimmt211. Die Pflicht der Mitgliedstaaten unterliegt einer wichtigen Einschränkung: Sie können die Einführung intelligenter Messsysteme von einer positiven gesamtwirtschaftlichen Bewertung abhängig machen. Im Rahmen dieser Bewertung werden alle langfristigen Kosten und Vorteile für den Markt und die einzelnen Verbraucher geprüft. Zudem wird untersucht, welche Art des intelligenten Messens wirtschaftlich vertretbar und kostengünstig ist und in welchem zeitlichen Rahmen die Einführung praktisch möglich ist. Auf Grundlage der Bewertung hat der jeweilige Mitgliedstaat oder eine von ihm benannte zuständige Behörde einen Zeitplan mit einem Planungsziel von 10 Jahren für die Einführung der intelligenten Messsysteme aufzustellen. Hieraus ergibt sich ein Planungshorizont bis 2022. Tatsächlich geht die Richtlinie sogar von einem schnelleren Rollout aus und sieht vor, bis 2020 mind. 80 % der Verbraucher mit intelligenten Messsystemen auszustatten, sofern die Einführung intelligenter Zähler positiv bewertet wird. 207 Benz, ZUR 2008, S. 457, 458. 208 Richtlinie 2006/32/EG des Europäischen Parlaments und des Rates v. 05.04.2006 über Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen und zur Aufhebung der Richtlinie 93/76/EWG des Rates. 209 Dazu auch Pielow, ZUR 2010, S. 115, 121. 210 Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates v. 25.10.2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG; vgl. auch unten Abschnitt 1.1.1 (Smart Meter Rollout und Bedeutung für das deutsche Energiesystem). 211 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, S. 62. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 92 Salevic Neben dieser Verpflichtung sind allgemeine Anforderungen an die technische Ausgestaltung und den Ausstattungsumfang von Messeinrichtungen und Messsystemen in Art. 9 Abs. 2 der Energieeffizienz-Richtlinie212 niedergelegt. Auch hat die Kommission in einer Empfehlung213 ergänzend die Bedeutung der Gewährleistung von Datensicherheit und Datenschutz bei intelligenten Messsystemen hervorgehoben. Sie spricht sich im Rahmen dieser Empfehlung ausdrücklich für ein detailliertes Datenschutzkonzept beim Rollout von Smart Metern aus und fordert entsprechende „data protection by design“-Lösungen214. Auf bundesdeutscher Ebene ist am 30.07.2013 der Endbericht der nationalen Kosten-Nutzen-Analyse veröffentlicht worden215. Im Ergebnis wird der flächendeckende „Rollout“ für einen Großteil der Stromkunden in Deutschland als wirtschaftlich nicht zumutbar bewertet und eine nationale „Rollout-Strategie“ entwickelt216. Mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende, im Kern dem MsbG, schafft der deutsche Gesetzgeber die rechtliche Basis für den verpflichtenden und optionalen Einbau von intelligenten Messsystemen217. Gestützt auf die Ergebnisse der Kosten- Nutzen-Analyse sieht die nationale „Rollout-Strategie“ eine stufenweise Einführung von intelligenten Messsystemen für Verbraucher bis 2032, für Anlagenbetreiber bis 2027 vor218. 212 Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates v. 25.10.2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG. 213 Empfehlung der Kommission v. 09.03.2012 zu Vorbereitungen für die Einführung intelligenter Messsysteme (2012/148/EU). 214 Dazu auch BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, S. 81. 215 Ernst & Young, Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler, 2013. 216 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A, S. 1; Lüdemann/Ortmann/Pokrant, Das neue Messstellenbetriebsgesetz, in: EnWZ, 2016, S. 339 f., I. 217 Lüdemann/Ortmann/Pokrant, ebenda. 218 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, B, S. 2 und zu § 31 MsbG S. 91; Lüdemann/Ortmann/Pokrant, ebenda. Hierzu verpflichtet § 29 Abs. 1 Nr. 1 und 2 MsbG den grundzuständigen Messstellenbetreiber zum Einbau intelligenter Messsysteme bei Letztverbrauchern sowie bei Anlagenbetreibern in Abhängigkeit von ihrem Verbrauch bzw. der von ihnen installierten Leistung. Daneben gibt § 29 Abs. 2 Nr. 1 und 2 MsbG den grundzuständigen Messstellenbetreibern die Option, ortsfeste Zählpunkte bei Letztverbrauchern sowie bei Anlagen mit intelligenten Messsystemen auszustatten, sofern die vom Gesetzgeber festgelegten Verbrauchs- bzw. Einspeisewerte nicht überschritten werden. Für alle diese Ausbaufälle werden gesetzliche Preisobergrenzen festgelegt, um die Belastung der Letztverbraucher bzw. Anlagenbetreiber zu begrenzen. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Otter 93 Zum Begriff des intelligenten Messsystems ist zunächst die Empfehlung der Kommission vom 09.03.2012 zu Vorbereitungen für die Einführung intelligenter Messsysteme (2012/148/EU) heranzuziehen. Sie soll den Mitgliedstaaten unter Wahrung des Grundrechts auf den Schutz personenbezogener Daten Hilfestellung bei der Konzeption und dem Betrieb intelligenter Messsysteme geben.219 Aus europäischer Sicht ist ein intelligentes Messsystem ein elektronisches System, das den Energieverbrauch messen sowie Daten unter Nutzung einer Form der elektronischen Kommunikation übertragen und empfangen kann220. Nach §§ 19 ff. MsbG besteht das intelligente Messsystem aus einer Messeinrichtung sowie einer Kommunikationseinheit, dem sog. „Smart-Meter-Gateway“ zur Einbindung der Messeinrichtung in ein Kommunikationsnetz221. Intelligente Messsysteme grenzen sich durch Plattform- Kompatibilität sowie durch Fertigung nach einem Privacy-by-design-Standard des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) von herkömmlichen Messsystemen, sog. „Smart Meter“ ab. Der Begriff „Smart Meter“ wird auf nationaler Ebene im MsbG nicht verwendet und ist daher nicht legal definiert222. Aufgrund der höheren Anforderungen an die technische Ausgestaltung, die Datensicherheit, die die individuelle Zumutbarkeit und die Gesamtwirtschaftlichkeit ist der „Rollout“ intelligenter Messsysteme in Deutschland im Rahmen der nationalen „Rolloutstrategie“ bis 2032 ausgedehnt worden. 3.1.2.4 Beihilfenrechtlicher Rahmen Der Umbau des Strommarktes hin zu erneuerbaren Energien wird von staatlichen Stellen auf vielen Ebenen und mit unterschiedlichen Maßnahmen finanziell gefördert. Solche Förderungen werden stets auch aus dem Blickwinkel des EU- Beihilfenrechts betrachtet. Gem. Art. 107 Abs. 1 AEUV sind staatliche Beihilfen an Unternehmen grds. verboten. Sie dürfen lediglich ausnahmsweise – auf Basis einer Einzelfallentscheidung der EU-Kommission oder einer generellen Freistellungsregelung – zum Ausgleich von Marktversagen gewährt werden. Beihilfenrechtlich relevant sind dabei nicht nur „klassische” Subventionen (Zuschüsse), sondern alle Maßnahmen, die einen wirtschaftlichen Vorteil gewähren. Dies betrifft insb. die staatlich regulierten Mindestentgelte für die Erzeuger erneuerbarer Energien, Prämien an Kraftwerksbetreiber im Rahmen der Netzreserve und die selektive Befreiung von staatlichen Umlagen. 219 Vgl. Empfehlung der Kommission v. 09.03.2012 zu Vorbereitungen für die Einführung intelligenter Messsysteme, 2012/148/EU, 2. Erwägungsrund, ferner I.1 und I.3.b. 220 Vgl. Empfehlung der Kommission, a.a.O., I.3.b. 221 Lüdemann/Ortmann/Pokrant, a.a.O. (Fn. 216), S.339, 340 (II.1.a). 222 BT-Drs. 18/7555 v. 17.02.2016, A, S. 1; Lüdemann/ Ortmann/Pokrant, ebenda. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 94 Mussaeus/Otter Hinsichtlich des letztgenannten Punktes stand in jüngerer Zeit das Prüfverfahren der EU-Kommission zur besonderen Ausgleichsregelung in §§ 40 ff. EEG 2012 in der öffentlichen Diskussion. Die Kommission hatte entschieden, dass die damalige Regelung jedenfalls in Teilen nicht mit dem Binnenmarkt vereinbar sei, und eine teilweise Rückforderung der gewährten wirtschaftlichen Vorteile angeordnet223. Für die aktuelle Finanzperiode 2014 bis 2020 der EU hat die Kommission für den Energie- und Umweltbereich die aus ihrer Sicht maßgeblichen Voraussetzungen für die Vereinbarkeit von Beihilfen mit dem Binnenmarkt in den UEBLL224 niedergelegt. Die Leitlinien geben den Prüfungsmaßstab vor, den die Kommission an die von den EU-Mitgliedstaaten angemeldeten Förderregime anlegt. Gleichzeitig werden in der überarbeiteten AGVO225 auch Beihilfen im Energiebereich unter bestimmten Voraussetzungen als generell mit dem Binnenmarkt vereinbar erklärt. Eine wesentliche Freistellungsvoraussetzung ist hierbei die Einhaltung von bestimmten Beihilfehöchstgrenzen. Damit hat die Kommission ein zweistufiges Beihilfenkontrollregime eingerichtet: Soweit Beihilfen die Voraussetzungen der AGVO erfüllen, gelten sie als genehmigt und können ohne Einzelerlaubnis der EU-Kommission gewährt werden. Sind diese Voraussetzungen nicht erfüllt, z.B. weil die Höchstgrenzen überschritten werden, müssen Beihilfen vorab bei der Kommission zur Genehmigung angemeldet werden (Notifizierung); diese wird dann anhand der UEBLL die Vereinbarkeit mit dem Binnenmarkt prüfen und darüber entscheiden. In Bezug auf den Strommarkt lassen sich innerhalb dieses Kontrollregimes i.W. drei Beihilfengruppen unterscheiden: 1. Von zentraler Bedeutung sind die mitgliedstaatlichen Maßnahmen zur Förderung der Erzeugung erneuerbarer Energien. In der Vergangenheit erfolgte die Förderung durch staatlich festgelegte Vergütungssätze je erzeugter kWh, die der jeweils zuständige örtliche Netzbetreiber an den Erzeuger zu errichten hatte. Die UEBLL sehen für Beihilfen ab dem 01.01.2016 stattdessen ein Marktprämienmodell vor, nach dem Erzeuger ihren Strom grds. am Markt verkaufen und auf den erzielten Marktpreis eine zusätzliche Prämie erhalten. Seit dem 01.01.2017 dürfen solche Beihilfen nach den UEBLL ausschließlich im Wege von Ausschreibungen auf Grundlage von eindeutigen, transparenten und diskriminierungsfreien Auswahlkriterien vergeben werden. Der deutsche Gesetzgeber hat diese Vorgabe im EEG 2017 in den §§ 28 ff. umgesetzt. Die EU-Kommission hat gegenüber dieser Regelung keine Einwände erhoben226. Für kleine Erzeu- 223 Entscheidung v. 25.11.2014, SA.33995, ABl. EU L 250 v. 25.09.2015, S. 122. 224 ABl. EU C 200 v. 28.06.2014, S. 1. 225 ABl. EU L 187 v. 26.06.2014, S. 1. 226 Entscheidung v. 20.12.2016, SA.45461, noch nicht veröffentlicht. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Otter 95 gungsanlagen mit begrenzter Erzeugungskapazität (Solar > 500 kW, Wind > 3 MW oder maximal 2 Einheiten, Biokraftstoff > 50.000 t/Jahr) können Beihilfen auch außerhalb des EEG-Regimes auf Basis von Art. 43 AGVO gewährt werden. Voraussetzung ist aber auch hier eine Ausschreibung, zudem gilt eine Beihilfenhöchstgrenze von maximal 15 Mio. EUR je Unternehmen und Vorhaben. 2. Auch die in der Öffentlichkeit viel diskutierte Vorhaltung einer Netzreserve zum Ausgleich von Kapazitätsschwankungen hat beihilfenrechtliche Aspekte. Aufgrund der größeren Anzahl von Energiequellen mit schwankender Erzeugungskapazität wird eine Zunahme von Schwankungen in der Versorgung erwartet. Dem wirken staatliche Regulierer entgegen, indem mit Anlagenbetreibern Verträge über die Vorhaltung und ggf. kurzfristige Bereitstellung von Erzeugungskapazitäten gegen gesondertes Entgelt geschlossen werden. In den UEBLL sind solche Beihilfen zwar vorgesehen, werden allerdings ausdrücklich als nachrangig gegenüber anderen Maßnahmen ohne Eingriff in den Markt bezeichnet. Die Kommission gibt den Mitgliedstaaten daher auf, vor Gewährung solcher Beihilfen zunächst Art und Ursachen eines Kapazitätsproblems sorgfältig zu prüfen und eindeutig nachzuweisen, dass ohne staatliche Intervention keine Deckung des Bedarfs durch den Markt erfolgen wird. Die an Anlagenbetreiber gezahlten Beihilfen sollen nach den Vorstellungen der Kommission durch Ausschreibung ermittelt werden und die Kosten je Kapazitätseinheit zzgl. einer “angemessenen” Rendite nicht überschreiten. Das in Deutschland in § 13d EnWG und der Netz- ResV geregelte Verfahren sieht vor, dass die ÜNB den Kapazitätsbedarf in einer Systemanalyse ermitteln, die BNetzA ggf. einen ungedeckten (zusätzlichen) Bedarf feststellt227 und die ÜNB sodann die zusätzliche Kapazität in wettbewerblichen Verfahren sichern. Die EU-Kommission hat das deutsche Verfahren anhand der Vorgaben der UEBLL geprüft und bestätigt228. 3. Schließlich erfordert der Umstieg auf erneuerbare Energien erhebliche Investitionen in die Energieinfrastruktur. In Deutschland wird seit langem über die Möglichkeiten diskutiert, den in Norddeutschland in großen Mengen produzierten Windstrom zu den stromintensiven industriellen Abnehmern im Süden des Landes zu bringen. Anhand dieser Diskussion zeigt sich, dass sich eine fehlende Marktlenkung auch bei der Errichtung und Bereitstellung von Infrastrukturen ergeben kann, d.h. Marktteilnehmer nehmen die erforderlichen Investitionen nicht ohne weiteres vor. Für diese Konstellationen ermöglichen die UEBLL daher staatliche Förderung. Nach Ansicht der EU-Kommission sollen Investitionen aber im Regelfall grds. über die Nutzungsentgelte/Tarife refinanziert werden. 227 Abrufbar unter: http://bit.ly/2p3iSyu. 228 Entscheidung v. 20.12.2016, SA.42955, noch nicht veröffentlicht. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 96 Mussaeus/Martel Die Möglichkeit staatlicher Beihilfen erwähnen die UEBLL nur im Zusammenhang mit Vorhaben von gemeinsamem Interesse i.S.d. Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, also mit grenzüberschreitender Bedeutung229. Förderfähig ist die Finanzierungslücke, also die Differenz aus abgezinsten Investitions- und Betriebskosten und Einnahmen aus der Investition über einen Betrachtungszeitraum von 25 bis 30 Jahren. Kleinere Vorhaben, die keine Bedeutung für den Energiebinnenmarkt haben, können nach Art. 48 AGVO durch Beihilfen finanziell gefördert werden. Förderfähig sind allerdings ausschließlich Vorhaben, die in Fördergebieten gem. der jeweiligen nationalen (von der Kommission genehmigten230) Fördergebietskarte liegen. In Deutschland betrifft dies außer den östlichen Bundesländern nur einige wenige Regionen231. Die AGVO erlaubt zudem ausschließlich die Förderung von Investitionskosten (nicht Betriebskosten) und zwar maximal in Höhe der Investitionskosten abzüglich des erwarteten Betriebsgewinns. In absoluten Zahlen darf die Förderung höchstens 50 Mio. EUR pro Unternehmen und Vorhaben umfassen. 3.1.3 Oberziele in Deutschland 3.1.3.1 Umweltverträglichkeit Der Großteil der auf nationaler Ebene verfolgten energiepolitischen Zielsetzungen findet sich in § 1 EnWG wieder. Nannte die Urfassung des EnWG aus dem Jahre 1935 noch die sichere und preisgünstige Versorgung als Ziele, so wurde die Umweltverträglichkeit neben den weiteren Zwecksetzungen Effizienz und Verbraucherfreundlichkeit der Energieversorgung seit 1998 sukzessive ergänzt. Die heutige Fassung des EnWG trägt den sich aus den Elektrizitäts-Binnenmarkt- Richtlinien ergebenden Anforderungen Rechnung232. Nach der jüngsten Reform durch das 2016 in Kraft gesetzte StrommarktG normiert § 1a EnWG die Grundsätze des Strommarktes für die Energiewende nunmehr wie folgt: 1. Der Preis für Elektrizität bildet sich nach wettbewerblichen Grundsätzen frei am Markt. Die Höhe der Preise für Elektrizität am Großhandelsmarkt wird regulatorisch nicht beschränkt. 2. Das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem hat eine zentrale Bedeutung für die Gewährleistung der Elektrizitätsversorgungssicherheit. Daher sollen die 229 Verordnung (EU) Nr. 347/2015, ABl. EU L 115 v. 25.04.2013, S. 39. 230 Entscheidung v. 11.03.2014, SA.37423, ABl. EU C 280 v. 22.08.2014. 231 Siehe Liste im Anhang zur Entscheidung der Kommission, Fördergebietskarte 2014– 2020, abrufbar unter: http://bit.ly/2oVypoY. 232 Theobald, in: Danner/Theobald, EnWG, § 1 Rn. 1 ff. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Martel 97 Bilanzkreistreue der BKV und eine ordnungsgemäße Bewirtschaftung der Bilanzkreise sichergestellt werden. 3. Es soll insb. auf eine Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage hingewirkt werden. Ein Wettbewerb zwischen effizienten und flexiblen Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten, eine effiziente Kopplung des Wärme- und des Verkehrssektors mit dem Elektrizitätssektor sowie die Integration der Ladeinfrastruktur für Elektromobile in das Elektrizitätsversorgungssystem sollen die Kosten der Energieversorgung verringern, die Transformation zu einem umweltverträglichen, zuverlässigen und bezahlbaren Energieversorgungssystem ermöglichen und die Versorgungssicherheit gewährleisten. 4. Elektrizitätsversorgungsnetze sollen bedarfsgerecht unter Berücksichtigung des Ausbaus der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien nach § 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, der Versorgungssicherheit sowie volkswirtschaftlicher Effizienz ausgebaut werden. 5. Die Transparenz am Strommarkt soll erhöht werden. 6. Als Beitrag zur Verwirklichung des Elektrizitätsbinnenmarktes sollen eine stärkere Einbindung des Strommarktes in die europäischen Strommärkte und eine stärkere Angleichung der Rahmenbedingungen in den europäischen Strommärkten, insb. mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden, angestrebt werden. Es sollen die notwendigen Verbindungsleitungen ausgebaut, die Marktkopplung und der grenzüberschreitende Stromhandel gestärkt sowie die Regelenergiemärkte und die vortägigen und untertägigen Spotmärkte stärker integriert werden. Im Strommarkt für die Energiewende verdient die Umweltverträglichkeit besondere Beachtung. Der Fokus auf Umweltverträglichkeit, d.h. v.a. Dekarbonisierung, geht nicht allein auf die europäische Klimapolitik zurück, sondern ist Ausdruck der Staatszielbestimmung des Art. 20a GG, die den Schutz der natürlichen Lebensgrundlagen vorsieht. Nach den von der BReg gesetzten Klimazielen sollen die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 % im Vergleich zu 1990 reduziert werden, wobei der Stromsektor eine tragende Rolle bei der Erreichung dieses Ziels spielt233. Über diese Zielsetzung hinaus sollen die Einsparungen bis 2030 mind. 55 %, bis 2040 mind. 70 % und bis zum Jahr 2050 80 bis 95 % betragen234. Um sicherzustellen, dass das von der BReg bis 2020 gesetzte Reduktionsziel erreicht wird, hat die BReg Ende 2014 das „Akti- 233 BT-Drs. 18/7317 v. 20.01.2016, S. 2. 234 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qFiI1D. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 98 Mussaeus/Martel onsprogramm Klimaschutz 2020“235 verabschiedet und die verschiedenen Wirtschaftssektoren auf einen Beitrag zur Emissionsminderung festgelegt. Allerdings sollen „(w)eitere 22 Mio. t unter besonderer Berücksichtigung des Stromsektors und des europäischen Zertifikatehandels erbracht“236 werden. Bei diesen Zielvorgaben ist zu beachten, dass die BReg 2011 aufgrund der Nuklearkatastrophe in Fukushima den vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 beschlossen hat. Infolgedessen fällt Kernenergie als Energieressource, die in Bezug auf Treibhausgase sehr emissionsarm ist, in wenigen Jahren vollständig weg. Die klimapolitisch festgelegten Zielgrößen beziehen sich zwar insgesamt auf die Reduktion der Treibhausgase, das Augenmerk liegt jedoch auf einer Reduktion des CO2-Ausstoßes237. Das Aktionsprogramm der BReg forciert die Anstrengungen zur Erreichung der Reduktionsziele. Es beschreibt als Handlungsfelder mit direktem Bezug zur Energiewirtschaft: die Reform des Emissionshandels vor 2020 auf EU-Ebene, den Ausbau der erneuerbaren Energien im Rahmen des EEG-Ausbaupfades bis 2025/2050, die Weiterentwicklung der Kraft-Wärme-Kopplung, die Reduzierung des Stromverbrauchs (NAPE) und die Weiterentwicklung des konventionellen Kraftwerksparks. Der auf dem Aktionsprogramm aufbauende „Klimaschutzplan 2050“ der BReg vom November 2016238 skizziert für jedes der Handlungsfelder Energiewirtschaft, Gebäude, Verkehr, Industrie, Landwirtschaft sowie Landnutzung und Forstwirtschaft eine Vision für das Jahr 2050 und definiert Meilensteine, Maßnahmen und Sektorziele, ausgerichtet auf das 55%-Reduktions-Zwischenziel für 2030. Der effizientere Einsatz von Energie durch optimierte und intelligent verknüpfte Erzeugungs- und Nutzungskonzepte ist ein weiterer Schlüssel zur Senkung von Treibhausgasemissionen. Potenziale zur Effizienzsteigerung ergeben sich nicht nur durch den richtigen Stromerzeugungsmix und die individuelle Effizienz der darin eingesetzten Anlagen, sondern auch durch die Nutzung von nachfrageseitigen Möglichkeiten der Flexibilisierung des Energieverbrauchs. Die erfolgreiche Hebung 235 BMUB (2014): Aktionsprogramm Klimaschutz 2020, abrufbar unter: http://bit.ly/1wlssJB, Aufruf am 31.08.2016. 236 Vgl. BMUB, Aktionsprogramm Klimaschutz 2020, 2014, S. 34, abrufbar unter: http://bit.ly/2qyP8vC; vgl. auch PWC, Wirtschaftliche Bewertung des Aktionsprogramms Klimaschutz 2020, abrufbar unter: http://bit.ly/2fR1hcb. 237 Dazu auch Scherer/Heselhaus, in: Dauses, EU-Wirtschaftsrecht, Umweltrecht, Rn. 423. 238 Vgl. BMUB, Klimaschutzplan 2050, abrufbar unter: http://bit.ly/2fR5Fs7. Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen Abschnitt 3.1 Mussaeus/Martel 99 einzelner Effizienzen hängt maßgeblich von den jeweiligen Kosten für die Steigerung der Energieproduktivität ab. Hauptindikator zur Beurteilung von Effizienzsteigerungen ist die Entwicklung des sog. Primärenergieverbrauchs239 (PEV) in Deutschland. Dieser ist seit 1990 insgesamt rückläufig, lediglich der Verbrauch des Primärenergieträgers Erdgas ist angestiegen. Nach dem Willen der BReg soll der PEV bis 2020 um 20 % gegenüber 2008 gesenkt werden (2015 wurden lediglich 7 % erreicht). 3.1.3.2 Wirtschaftlichkeit Zweites Oberziel der Energiepolitik ist die Wirtschaftlichkeit bzw. die Bezahlbarkeit der Energieversorgung, die v.a. durch Marktliberalisierung und Wettbewerb erreicht werden soll. Bis 1998 zeichnete sich der Strommarkt durch feste Versorgungsgebiete der Stromversorger und monopolistische Strukturen aus, Stromversorgung und Netzbetrieb waren zumeist in einer Hand240. Die von der europäischen als auch der deutschen Politik anvisierte Auflösung der Monopolstrukturen und die Implementierung von Wettbewerb ist als Antwort auf die fehlende Marktsteuerung in dieser Wertschöpfungskette zu verstehen241. Die Marktliberalisierung wurde durch die Vereinheitlichung der nationalen Strommärkte zu einem europäischen Strommarkt vorangetrieben242 und wird mit der Konzeption des sog. „Strommarkt 2.0“ im StrommarktG 2016 auch von der BReg explizit anerkannt243. Die Liberalisierung im deutschen Strommarkt begann, angestoßen von der 1996 verabschiedeten EU-Binnenmarktrichtlinie 96/92/EG, mit dem Inkrafttreten des Artikelgesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 24.04.1998244 und der in seinem Art. 1 enthaltenen Novelle des EnWG245. 239 Definition gem. UBA (2016): „Der PEV bezeichnet den Energiegehalt aller im Inland eingesetzten Energieträger. Der Begriff umfasst sogenannte Primärenergieträger, wie z.B. Braun- und Steinkohlen, Mineralöl oder Erdgas, die entweder direkt genutzt, oder in sogenannte Sekundärenergieträger wie z.B. Kohlebriketts, Kraftstoffe, Strom oder Fernwärme umgewandelt werden. Berechnet wird er als Summe aller im Inland gewonnenen Energieträger zuzüglich des Saldos der importierten/exportierten Mengen sowie der Bestandsveränderungen abzüglich der auf Hochsee gebunkerten Vorräte.“ 240 BMWi, Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 13. 241 Theobald, in: Danner/Theobald, EnWG, § 1 Rn. 30. 242 BMWi, Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 33. 243 BMWi, Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 32. 244 BGBl. I, S. 730. 245 Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG v. 07.07.2005, letzte Änderung durch Art. 6 Gesetz v. 13.10.2016, BGBl. I, S. 2258. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 100 Dütsch Die darin verankerte Entflechtung der Bereiche Erzeugung, Netz und Vertrieb/Handel für vertikal integrierte EVU (sog. Unbundling) schaffte die Voraussetzungen für eine wettbewerbsbasierte Organisation der Energieversorgung. 2005 wurde die Regulierung des deutschen Strommarktes beim Transport und der Verteilung des Stroms mit einer weiteren EnWG-Novelle konkretisiert. Wesentliche Eckpunkte des neuen Gesetzes und der unterstützenden Verordnungen waren die Gründung der BNetzA und der LRegB, die Einführung eines diskriminierungsfreien und transparenten Netzzuganges für Dritte, die Einführung der regulierten Netzentgeltkalkulation sowie die Festlegung der Entflechtungsvorschriften für integrierte EVU. 3.1.3.3 Versorgungssicherheit Die Sicherheit der Energieversorgung ist keine Zielsetzung, die aus der Energiewende heraus resultiert, sie ist für ein Industrieland unverzichtbar. Da Strom bislang nur in Grenzen speicherbar ist, ist die jederzeitige Synchronisation von Stromangebot und Stromnachfrage unverzichtbar. Allerdings stellt die Energiewende die Gewährleistung der Versorgungssicherheit vor besondere Herausforderungen246. 3.2 Emissionshandel 3.2.1 Logik des Emissionshandels Die Konferenz der Vereinten Nationen über Umwelt und Entwicklung im Jahr 1992 in Rio de Janeiro läutete den Beginn eines neuen „Energiezeitalters“ ein und gab den Anstoß für die seitdem regelmäßig stattfindenden Weltklimagipfel. In der Folge wurde in Kyoto 1997 erstmalig eine völkerrechtliche Vereinbarung zur Reduktion von Treibhausgasen getroffen und zwar auf der Grundlage „flexibler“ Mechanismen wie dem Handel mit Emissionszertifikaten, der seitdem ein wesentlicher Bestandteil der internationalen Umweltpolitik geworden ist. In der EU wurde er 2005 eingeführt. Das auf der 21. UN-Klimakonferenz im Dezember 2015 in Paris verabschiedete Nachfolgeabkommen für das Kyoto-Protokoll sieht den Handel mit Emissionsrechten weiterhin als probates Mittel zur Reduktion der Treibhausgase. Die Politik folgt mit dem Emissionshandel der marktwirtschaftlichen Lehrbuchmeinung zur Ausgestaltung eines nachhaltigen, sicheren und kosteneffizienten Energiesystems, wonach die nachteiligen externen Effekte der Emission von Treibhausgasen beim Energieverbrauch durch Ausgabe und Handel von Verschmutzungsrechten einzupreisen, d.h. zu „internalisieren“ sind. Beim Emissionshandel geht es um das Recht, Kohlendioxid und bestimmte andere Treibhausgase zu 246 Einzelheiten vgl. unten Abschnitt 3.6 (Versorgungssicherheit). Emissionshandel Abschnitt 3.2 Dütsch 101 emittieren, was in der EU für Unternehmen bestimmter Branchen voraussetzt, dass sie eine entsprechende Menge an Emissionsrechten erwerben. In Deutschland sind die Emissionsrechte nach Ablauf eines Jahres bis zum 30. April entsprechend der tatsächlich emittierten Menge nach dem TEHG an die Deutsche Emissionshandelsstelle zurückzugeben. Eine Verletzung dieser Vorgabe ist bußgeldbewehrt – zusätzlich zu der weiterbestehenden Verpflichtung. Der Emissionshandel setzt Klimapolitik über die Mengenbegrenzung bei Emissionsrechten für Treibhausgase und daraus abgeleitete Marktpreise in wirtschaftliche Handlungen um. Indem Unternehmen für das Recht, Treibhausgase zu emittieren, einen Preis zahlen müssen, entsteht ein monetärer Anreiz, Anstrengungen zur Vermeidung solcher Emissionen vorzunehmen, wenn die Vermeidungskosten niedriger liegen als der Preis pro Tonne für das Emissionszertifikat. Die Handelbarkeit der Rechte bewirkt darüber hinaus, dass die CO2-Reduktion zu den gesellschaftlich niedrigsten Kosten erfolgt.247 Die Ziele des EU-Emissionshandels sind ehrgeizig: Gegenüber dem Stand 2005 soll in den ersten drei Handelsperioden bis 2020 eine Reduktion um 21 %, bis 2030 eine Reduktion um 43 % erreicht werden248. 3.2.2 Ausgestaltung des europäischen Emissionshandels Der europäische Emissionshandel baut auf dem Handel mit European Union Allowances (EUA) auf und bezieht neben den 28 EU-Mitgliedstaaten auch Norwegen, Island und Liechtenstein ein. Im EU-Emissionshandel werden die Emissionen von europaweit rund 12.000 Anlagen der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie erfasst. Außerdem nehmen seit 2012 über 2.500 Luftverkehrsbetreiber am Emissionshandel teil (alle Flüge, die in der EU, Norwegen, Island und Liechtenstein starten oder landen)249. Neben dem innereuropäischen Emissionshandel ist es für Staaten auch möglich, sich am internationalen Emissionshandel zu beteiligen. Hier sind in erster Linie die Mechanismen des Kyoto-Protokolls hervorzuheben, z.B. der Clean Development Mechanism (CDM). Ziel dieses Mechanismus ist es, Entwicklungsländer bei der Treibhausgasreduktion zu unterstützen. Mit Hilfe des CDM ist es für Industrieländer (sog. Annex I Länder nach dem Kyoto-Protokoll) möglich, sog. Certified Emission Reductions (CER) und damit frei handelbare Emissionsrechte zu erwerben, indem 247 Vgl. Hans-Werner Sinn, Das grüne Paradoxon, Berlin 2012, S. 102 ff., S.107 unter Verweis auf Ronald H. Coase, The Problem of Social Cost, Journal of Law and Economics, 1960, S. 1–44. 248 Abrufbar unter: http://www.bmwi.de/DE/Themen/Industrie/Industrie-und- Umwelt/klimaschutz,did=338374.html. 249 UBA,Teilnehmer und Prinzip des Europäischen Emissionshandels, 2015, abrufbar unter: http://bit.ly/2qFtKnK. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 102 Dütsch sie Projekte zur Treibhausgasreduktion in Entwicklungsländern (Non-Annex-I- Länder) finanzieren und durchführen. Die CER reflektieren die eingesparten CO2- Emissionen aufgrund der Projekte vor Ort und können von den Industrieländern auf ihre eigenen Emissionsziele angerechnet oder in den freien Handel eingebracht werden. Ein dem CDM verwandter Mechanismus ist die Joint Implementation (JI), die im Verhältnis der Annex I Länder untereinander zur Anwendung gelangt. Eine abgewandelte Version der CER sind die Verified Emission Reductions (VER), die sowohl von Unternehmen als auch von öffentlichen Einrichtungen oder Kommunen in Anspruch genommen werden können. VER werden grds. mit Hilfe von kleineren Emissionsreduktionsprojekten wie z.B. Aufforstungsprojekten oder Biogasanlagen erzielt und sind speziell auf kleinere Marktteilnehmer zugeschnitten, die nicht am CDM teilnehmen. VER greifen für Emissionsminderungsprojekte in Ländern, die das Kyoto Protokoll nicht ratifiziert haben oder für sehr kleine Projekte, für die eine Anwendung des CDM zu aufwendig ist. Ein VER ist mit einer Tonne CO2- Emissionen gleichzusetzen. Der Emissionshandel in der EU wird aufgrund der Mengenbegrenzung der Zahl der Emissionsrechte bei gleichzeitiger Möglichkeit, diese Rechte am Markt zu handeln, als „Cap and Trade“–System bezeichnet. Beim Cap & Trade-Prinzip wird europaweit eine Obergrenze (Cap) an Treibhausgasemissionen festgelegt, die pro Handelsperiode ausgestoßen werden dürfen. Den CO2-emittierenden Anlagen werden Emissionszertifikate unter Berücksichtigung der Reduktionsziele zugeteilt. Sind die CO2- Ausstöße einer Anlage geringer bzw. höher als die zugeteilte Menge, so können die nicht genutzten Emissionszertifikate im freien Handel (Trade) veräußert bzw. benötigte Emissionszertifikate eingekauft werden. Grundlagen für die Zuteilung waren bis 2013 sog. nationale Allokationspläne (NAP), die die Verteilung in jedem teilnehmenden Land festgelegt haben. Seit 2013 werden die nationalen Allokationspläne zunehmend durch offene Versteigerungen abgelöst. Langfristig besteht das Ziel, den „Erwerb“ von Zertifikaten vollständig über Versteigerungen abzuwickeln (bis 2027)250. Um einzelne Perioden abgrenzen und Zielsetzungen besser überwachen zu können, wurde der EU Emissionshandel in Handelsperioden unterteilt. Die erste Handelsperiode (2005 bis 2007) kann heute als Pilotphase betrachtet werden, in der ein Großteil der Zertifikate kostenlos zugeteilt wurden. Schon in Phase eins des europäischen Emissionshandels kam es zu einem massiven Preisverfall. So brach der Zertifikatepreis von ca. 25 EUR/t CO2 (2005) auf rund 1 EUR/t CO2 (April 2007) ein251. Grün- 250 Richtlinie 2009/29/EG des Europäischen Parlaments und des Rates Art. 10a Abs. 11. 251 Agora Energiewende (2015): Die Rolle des Emissionshandels in der Energiewende Perspektiven und Grenzen der aktuellen Reformvorschläge. Emissionshandel Abschnitt 3.2 Dütsch 103 de waren zum einen die Überallokation an Zertifikaten und zum anderen das Verbot, die Zertifikate aus der ersten Handelsperiode in die zweite Handelsperiode zu überführen. In der zweiten Handelsperiode (2008 bis 2012) wurden aufgrund der Erfahrungen aus der ersten Handelsperiode die nationalen Allokationspläne strenger überwacht und die Mengen an Zertifikaten merklich gekürzt, um einen Preiseinbruch zu verhindern. In dieser Phase war es für Staaten allerdings möglich, den CDM mit dem Emissionshandel zu verknüpfen und die über den CDM eingesparten CO2- Emissionen auf die eigenen Minderungsziele anzurechnen. Ähnlich wie die erste Handelsperiode begann auch die zweite Handelsperiode mit einem Anstieg der Zertifikatspreise von 22 EUR/t CO2 auf 27,40 EUR/t CO2. Als Reaktion auf die Rezession im Gefolge der Finanzkrise brach der Preis allerdings Mitte der zweiten Handelsperiode wiederum ein, zunächst auf 9,50 EUR/t CO2 (2009), bevor er 2012 auf 7 EUR/t CO2 fiel. Die derzeit laufende dritte Handelsperiode (2013 bis 2020) ist geprägt von Reformen und Überarbeitungen des EU-Emissionshandels. Im Unterschied zu den vorherigen Perioden werden die Zertifikate nunmehr nicht mehr auf Grundlage der nationalen Allokationspläne, sondern europaweit festgelegt und verteilt, darüber hinaus an Stromproduzenten nicht mehr kostenlos vergeben, sondern in Versteigerungen veräußert. Die Gesamtmenge der Zertifikate sinkt pro Jahr um 1,74 % bis 2020. Die Regelungen zur Integration von CDM/Joint Implementation (JI) Projekten wurden verschärft, um eine Überallokation zu verhindern. Allerdings konnten überschüssige Zertifikate aus der Handelsperiode 2008-2012 in die dritte Periode ab 2013 transferiert werden, was dem CO2-Preis insgesamt nicht half. Er pendelte sich weiter zwischen 5 und 7 EUR/t CO2 ein. 3.2.3 Der Emissionshandel in der Kritik Die Funktionsfähigkeit des europäischen Emissionshandelssystems ist umstritten. Stärke des Systems ist der marktwirtschaftliche Ansatz, über die Verbriefung von Verschmutzungsrechten negative (externe) Effekte auf die Umwelt aufgrund der Emission von Treibhausgasen in den Preismechanismus zu integrieren und dadurch einen finanziellen Anreiz zu geben, Maßnahmen zur Vermeidung von CO2 zu ergreifen. Die Möglichkeit der Kombination mit den CDM/JI-Instrumenten hilft, den Handel mit Emissionsrechten und damit Maßnahmen zum Klimaschutz auch auf Nicht-EU Länder auszuweiten. Demgegenüber steht der massive Preisverfall für Emissionsrechte aufgrund des Überangebots an Zertifikaten, begründet zum einen durch den Konjunktureinbruch aufgrund der Finanzkrise, welcher die europäischen Wachstumsraten und damit auch die Treibhausgasemissionen deutlich reduzierte. Zum anderen wirkt sich hier Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 104 Dütsch der Fortschritt bei der Energiewende aus, v.a. der unerwartet starke Zufluss von Strom aus erneuerbaren Energien und eine geringere Stromnachfrage, als sie von der EU-Kommission bei der Vergabe der Zertifikate kalkuliert wurde. Auch die CDM/JI-Mechanismen wirkten sich auf den Emissionshandel aus. Insb. JI- Projekte (z.B. in Russland und der Ukraine) stehen in der Kritik, dass die Emission von Anlagen künstlich in die Höhe getrieben wurde, um Investitionen zur Emissionsminderung aus dem Ausland auszulösen. Die Investoren aus dem Ausland generierten mit ihren Projekten zur Emissionsminderung zusätzliche Zertifikate, die sie auf ihre Minderungsziele anrechnen lassen konnten. Lt. einer Studie des Stockholm Environment Institutes sollen JI-Projekte sogar zu einem Anstieg der globalen Treibhausgasemissionen um rund 600 Mio. t geführt haben252. Im Mittelpunkt der Diskussion um den Emissionshandel steht somit die Frage, ob der derzeit sehr niedrige Preis von rd. 5 bis 7 EUR/t ausreichende Signale für eine CO2-arme Energieerzeugung setzt. Die Befürworter der Funktionsfähigkeit des bisherigen Systems argumentieren, dass die Mengenziele des Handelssystems entsprechend dem angestrebten Reduktionspfad aufgrund der strikten Ausgestaltung erreicht werden. Demgegenüber vertreten die Kritiker die Auffassung, dass der niedrige Emissionspreis nicht ausreicht, um erneuerbare Energien in den Wettbewerb zu bringen, vielmehr sogar die Verfeuerung von Kohle begünstigt. Selbst Gaskraftwerke, die wesentlich emissionsärmer und mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien Wind und Solar besser verträglich sind, da sie flexibler eingesetzt werden können, stünden still253. Ein grundlegendes Problem des europäischen Emissionshandelssystems ist, dass es nur funktionieren kann, wenn es in geografischer und sektoraler Sicht umfassend angelegt ist, denn Klimaschutz ist ein globales Thema. Dies ist heute nicht der Fall, da das System über die EU hinaus bislang wenig Wirkung entfaltet und auch nicht alle Sektoren einschließt. Jene Sektoren, die in das System fallen, müssen mit ihren Produkten am Weltmarkt konkurrieren und sehen sich durch die zusätzlichen Kosten, die der Erwerb der Emissionszertifikate mit sich bringt, unfair belastet. Insofern sind die politischen Bemühungen, den Emissionspreis durch eine Mengenreduktion an Emissionsrechten in der bisherigen Handelsperiode bis 2020 anzuheben, eher gering. Ende 2013 wurde von Europäischem Rat und Parlament beschlossen, die Ausgabe neuer Emissionsrechte tendenziell stärker auf das Ende der Handelsperiode zu verschieben (sog. Backloading), indem im Zeitraum 2014 bis 2016 900 Mio. Zertifikate 252 Has Joint Implementation reduced GHG emissions? Lessons learned for the design of carbon market mechanisms, 2015. 253 Vgl. dazu auch unten Abschnitt 3.5.4 (Gaskraftwerke). Emissionshandel Abschnitt 3.2 Dütsch 105 weniger versteigert und bis Ende 2020 wieder in den Markt integriert werden. Da das die Gesamtmenge unverändert lässt sind die erhofften Preiseffekte nur gering ausgefallen. Weiterhin wurde Ende 2015 mit der Marktstabilitätsreserve (MSR) ein regelbasierter Mechanismus in das EU-ETS eingebaut mit dem Ziel, das jährliche Auktionsbudget ab 2021 an den Überschüssen im Markt auszurichten. Ab einem bestimmten Schwellenwert pro Jahr sollen Zertifikate automatisch vom Markt genommen und in die MSR überführt werden (und umgekehrt). Start der MSR ist der 01.01.2019, die aufgrund des Backloading zurückbehaltenen Zertifikate werden sodann in die MSR überführt, ebenso ab 2020 nicht zugeteilte Zertifikate aus der dritten Handelsperiode. Ziel dieser Maßnahmen ist es, dem Preisverfall bei den Zertifikaten zu begegnen254. Die EU-Kommission erwartet 2020 einen Überschuss von 2,6 Mrd. Zertifikaten255, was eine weitere Überarbeitung des europäischen Emissionshandels notwendig macht. Im Mittelpunkt der derzeit im Europäischen Parlament geführten Diskussion steht, welcher Ausgangswert der verfügbaren Zertifikatemenge zugrunde gelegt wird, um welchen Prozentsatz ab 2021 jährlich die Gesamtmenge der verfügbaren Emissionszertifikate gekürzt werden soll und welcher Anteil der Zertifikate jährlich weiterhin kostenlos ausgeteilt wird. Ende Februar 2017 haben sich die EU- Mitgliedstaaten im Umweltrat darauf verständigt, doppelt so viele überschüssige Zertifikate in die MSR zu verschieben und dem Markt zu entziehen. Die MSR wird nach oben begrenzt, indem oberhalb einer bestimmten Grenze CO2-Zertifikate dauerhaft gelöscht werden. Um die Industrie, die im internationalen Wettbewerb steht, zu schützen, kann der Anteil der kostenlos zugeteilten Zertifikate um bis zu 2 % steigen, der technische Fortschritt soll künftig realistischer abgebildet werden. Diese Verständigung bedarf allerdings noch der Beschlussfassung im Europäischen Parlament256. 254 Vgl. Treibhausgasemissionen: Einrichtung einer Marktstabilitätsreserve gebilligt, abrufbar unter: http://bit.ly/1kal98J, Aufruf am 08.03.2017. 255 Vgl. EU reformiert Emissionshandel, abrufbar unter: http://bit.ly/2p93Kk8, Aufruf am 08.03.2017. 256 Vgl. BMUB, EU-Mitgliedstaaten für effektiveren Klimaschutz und Erhalt der Industrie beim Emissionshandel, abrufbar unter: http://bit.ly/2mJHflj, Aufruf am 08.03.2017. Politisch ist das Emissionshandelssystem wenig attraktiv, da es als markt- und regelbasiertes System die Handlungsmöglichkeiten von Politikern einschränkt. Dies ist besonders deutlich bei der Förderung erneuerbarer Energien. Das CO2- Handelsregime incentiviert die Vermeidung von CO2-Emissionen unabhängig davon, welche Technologie zum Einsatz kommt. Will man bestimmte Technologien fördern, z.B. Wind- und Solarenergie, so muss der CO2-Preis durch drastische Mengenkürzungen entweder in eine entsprechende Höhe getrieben werden oder es bedarf Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 106 Mussaeus/Martel zusätzlicher Subventionen, um die Technologien zum Einsatz zu bringen. Insofern wurde das Emissionshandelssystem in den vergangenen Jahren auch in vielen europäischen Ländern durch Vorgaben zur Vermeidung von Emissionen und Subventionssysteme überlagert. Im Ergebnis ist der CO2-Mechanismus entgegen mancher Lippenbekenntnisse klimapolitisch in den Hintergrund getreten, nationale Zielsetzungen und Maßnahmen überwiegen. In Deutschland steht das EEG im Mittelpunkt der Umwelt- und Klimapolitik. Außerdem greift die Politik diskretionär in den Kraftwerksmix ein. So werden z.B. durch das im Juli 2016 in Kraft getretene StrommarktG Braunkohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2,7 GW ab dem Jahr 2016 schrittweise aus dem Markt genommen257. 3.3 Marktintegration erneuerbarer Energien 3.3.1 Heranführung an den Markt 3.3.1.1 Die Entwicklung bis zum EEG 2014 Der Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor ist eine tragende Säule der Energiewende. Der Anteil der erneuerbaren Energien soll von derzeit gut 30 % bis 2025 auf 40 bis 45 %, bis 2035 auf 55 bis 60 % und im Jahr 2050 sogar auf 80 % ansteigen. Das zentrale Instrument, um diese Ausbauziele zu erreichen, ist das EEG, ein originäres Produkt der deutschen Gesetzgebung, das nicht auf europarechtliche Vorgaben zurückgeht. Wie auch das KWKG stellt das EEG ein nationales Klimaschutzinstrument dar258, das anders als bspw. das relativ allgemein formulierte BImschG präzise, den Strommarkt betreffende Maßnahmen anordnet. Das EEG verfolgt mehrere Zwecke: Im Interesse des Klima- und Umweltschutzes sollen eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung ermöglicht, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung verringert, fossile Energieressourcen geschont sowie die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien gefördert werden259. Grundlage für den Ausbau der erneuerbaren Energien waren in Deutschland seit den Anfängen im Stromeinspeisungsgesetz 1991 und darauf aufbauend im EEG260 257 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 3.5.3 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle?). 258 Altrock/Oschmann, in: Altrock u.a., EEG, Einführung Rn. 37. 259 Vgl. § 1 Abs. 1 EEG 2014. 260 Vgl dazu ausführlich unten Abschnitt 3.3.1.2 (Das EEG 2017). Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 107 Privilegien wie einerseits der Einspeisevorrang, der Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien verpflichtet261, andererseits die marktunabhängige Einspeisevergütung für die Betreiber von Anlagen für erneuerbare Energien. Durch das EEG wurde ein ausgeprägtes Umlagesystem installiert, wodurch die finanzielle Last der Förderung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien letztlich auf den Stromkonsumenten verlagert wird. Bestimmte stromlastenintensive Letztverbraucher und Schienenbahnen können Befreiung von der EEG-Umlage beantragen262. Seit 2012 öffnet sich das EEG mit der Möglichkeit der Direktvermarktung dem Markt. Die Direktvermarktung soll einen Anreiz schaffen, den Strom möglichst in Zeiten hoher Marktpreise zu vermarkten und die Anlagenauslegung daraufhin zu optimieren263. Bei der Direktvermarktung erhalten Anlagenbetreiber eine sog. gleitende Marktprämie als Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Monatsmarktwert. Der anzulegende Wert ist der Vergütungssatz, den eine Anlage – ggf. etwas modifiziert – auch im System der festen Einspeisevergütung nach dem EEG erhalten würde. Im Ergebnis gleicht die Marktprämie das Risiko schwankender Börsenpreise aus, weil bei niedrigen Monatsmarktpreisen eine im Verhältnis höhere Marktprämie gezahlt wird, um das Niveau des anzulegenden Werts wieder zu erreichen. Eine echte Marktintegration der erneuerbaren Energien ist mit der Einführung der Direktvermarktung nicht erreicht, da sie Wettbewerbs- und damit Kostendruck, der auch dem Aspekt der Bezahlbarkeit des Stroms, Rechnung trägt, nicht entfaltet264. Der Vorteil der Direktvermarktung liegt gleichwohl darin, Anreize zu setzen, neue Geschäftsmodelle und Vermarktungsstrategien unmittelbar am Markt zu testen und Markterfahrung zu sammeln. Allerdings verlor der Strom aus erneuerbaren Quellen mit der Direktvermarktung seine „grüne“ Eigenschaft und wird seitdem nur noch allgemein als Anteil am Strommix ausgewiesen. Das ließ eine Vermarktung in Form spezieller „Grünstrom“produkte nicht mehr zu. Mit der EEG Novelle 2014 wurde die Direktvermarktung für Neuanlagen verpflichtend eingeführt265, ab dem 01.08.2014 für Neuanlagen ab einer Leistung von 500 KW, ab dem 01.01.2016 für Neuanlagen ab einer Leistung von 100 KW; der Einspeisevorrang wurde nicht berührt. Das EEG 2014 definierte erstmals Ausbau- 261 Vgl. § 11 EEG 2014. 262 Vgl. dazu unten Abschnitt 7.7.2 (EEG-Umlage). 263 Mohr, RdE 2015, S. 433, 439. 264 Vgl. Müller/Kahl/Sailer, ER 2014 S. 139, 142; Mohr, RdE 2015, S. 433, 440. 265 Vgl. Frenz, in: RdE 2014, S. 465; Müller/Kahl/Sailer, a.a.O.; Kahles/Merkel/Pause, in: ER 2014, S. 21. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 108 Mussaeus/Martel pfade für die einzelnen Formen erneuerbarer Energien. Zudem führte es Ausschreibungen ein, zunächst in Pilotverfahren für PV-Freiflächenanlagen266. Die Umstellung auf Ausschreibungen erfolgte, um einer Einstufung der EEG- Förderung als unzulässige Beihilfe durch die EU-Kommission vorzubeugen267. Aufgabe des Gesetzgebers war es, ein Ausschreibungsdesign zu finden, dass den Kostensenkungsaspekt berücksichtigt und zugleich den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien fördert. Negativen Erfahrungen im Ausland sollte Rechnung getragen werden, wonach dort durchgeführte Ausschreibungsverfahren die Erreichung der Ausbauziele und eine höhere Kosteneffizienz nicht gewährleisten konnten268. Die Erfolge, die durch Ausschreibungen im Hinblick auf Kostensenkungen erzielt werden können, sind eindrucksvoll. Wurden z.B. von der dänischen Dong Mitte 2016 für die niederländischen Windparks Borssele I und II noch 72,70 EUR/MWh als Förderung akzeptiert, die Hälfte der in 2010 bezahlten Subventionen, so sanken die Förderbeträge für Bau und Betrieb bei den Windparks Borssele III und IV im Dezember 2016 bereits auf 54,50 EUR/MWh. Zwischenzeitlich hatte Vattenfall im November 2016 die Auktion um den dänischen Windpark „Kriegers Flak“ mit einer Förderung von 49,90 EUR/MWh für sich entschieden. Zu diesen massiven Subventionssenkungen trägt der starke Bieterwettbewerb bei, in dem zunehmend auch neue Player Bereitschaft zu Investments in erneuerbaren Energien zeigen, z.B. große internationale Energiekonzerne ebenso wie auch Finanzinvestoren. Hinzu kommen effizientere Produktionsprozesse, neue Werkstoffe und Skaleneffekte, die die Gestehungskosten von neuen Anlagen kräftig senken269. Insofern sind Ausschreibungen grds. ein sehr effizientes Instrument, die Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energien zu steigern. Fallen die bei Ausschreibungen erzielten Förderbeträge dauerhaft und steigt der Börsenstrompreis von derzeit um die 30 EUR/MWh zugleich mittelfristig an, könnte eine Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien mittel- bis langfristig entfallen. Das sieht allerdings anders, wer als „viertes Ziel der Energiewende“ auch die „Demokratisierung“ der Energiewirtschaft verfolgt und damit z.B. 266 Vgl. Schulz/Möller, in: ER 2015, S. 87; Kahle, in: RdE 2014; S. 372; Breuer/Lindner, in REE 2015, S. 10; Mohr, in: RdE 2015, S. 433; Pustlauk, EWeRK 2016, S. 71; Frenz, in: ER 2014, S. 231. 267 Vgl. Mohr, RdE 2015, S. 433, 436; Frenz, RdE 2014, S. 465, 469; Kahle, RdE 2014, S. 372, 373; Fuchs/Peters, RdE 2014, S. 409 ff. 268 Breuer/Lindner, REE 2015, S. 10. 269 Vgl. hierzu und zum folgenden Kosten für Ökostromanlagen im freien Fall, FAZ v. 30.12.2016, S. 19. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 109 „Bürgerenergiegesellschaften“ einen eigenen Zugang zu dem zunehmend hochindustriellen Markt der erneuerbaren Energieerzeugung offenhalten will270. Die im Zuge des EEG 2014 eingeführte FFAV271 regelt die Anzahl der jährlichen Ausschreibungsrunden, die in Betracht kommenden Flächen, Sicherheitsleistungen, Realisierungszeitfenster etc. Die Voraussetzungen für eine Teilnahme an den Ausschreibungsverfahren sind allerdings recht überschaubar und beziehen sich in erster Linie auf die Eigenschaften und den baurechtlichen Planungsstand der Standortfläche. Zwar werden den Bietern auch Sicherheitsleistungen abverlangt, um die Verfahren auf ernsthafte Gebote zu beschränken und die spätere Realisierungsrate zu erhöhen. Eine weitere Prüfung der Ernsthaftigkeit oder finanziellen Leistungsfähigkeit (z.B. durch eine Finanzierungszusage einer Bank oder durch eine Mindesteigenkapitalquote) findet nicht statt272. Zudem wird nicht vorausgesetzt. dass die Anlagen netz- oder systemdienlich sind, obwohl sogar einige Branchenverbände dies gefordert haben. Gem. den Verfahrensvorgaben haben die zukünftigen Anlagenbetreiber ein Gebot auf den anzulegenden Wert abzugeben273. In dieser Systematik ersetzen die Ausschreibungen nicht das bisherige System der Direktvermarktung, sondern geben nur eine andere Einsatzgröße vor. Der vorher fixe anzulegende Wert wird nun durch den wettbewerblich ermittelten Wert ersetzt. Es bleibt zwar dabei, dass Marktpreisschwankungen über die immer noch bestehende gleitende Marktprämie aufgefangen werden. Ein niedrigerer anzulegender Wert als der im Gesetz festgelegte führt aber zu einem niedrigeren Förderaufkommen insgesamt. 3.3.1.2 Das EEG 2017 Das EEG 2017 richtet die Förderung erneuerbarer Energien noch stärker an Markt und Wettbewerb aus. Es konkretisiert die Ausbauziele für Windkraft, Solarenergie und Biomasse durch die Vorgabe von Ausbaukorridoren und definierte Ausschreibungsmengen274 wie folgt: Windenergie (onshore): jeweils 2,8 GW in den Jahren 2017 bis 2019, anschlie- ßend 2,9 GW jährlich. Vorstehende Werte beziehen sich auf den Zubau aller Neuanlagen und schließen auch den Ersatz von Altanlagen oder deren Leistungs- 270 Vgl. dazu unten Abschnitte 3.3.1.3 (Ausdehnung des Ausschreibungsmodells) und 8.2.4 (Bürgerbeteiligungen und Privatinvestoren). 271 Freiflächenausschreibungsverordnung v. 06.02.2015, BGBl. I, S. 108. 272 Schulz/Möller, ER 2015, S. 87, 89. 273 Vgl. Pustlauk, WeRK 2/2016, S. 71. 274 BMWi (2016): Fragen und Antworten zum EEG 2017. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 110 Mussaeus/Martel steigerung (sog. Repowering) ein. Die Vergabe der Kapazitäten erfolgt vollständig im Rahmen von drei bis vier Ausschreibungsrunden pro Jahr. Windenergie (offshore): 2,5 GW jährlich, davon werden für 2021 und 2022 jährlich 0,5 GW, für 2023 bis 2025 jeweils 0,7 GW und 2026 bis 2030 jährlich 0,84 GW ausgeschrieben. Photovoltaik: 2,5 GW jährlich, davon 0,6 GW über Ausschreibungen. Teilnahmeberechtigt sind Anlagen mit einer installierten Leistung ≥ 0,75 MW. Biomasse: 0,15 GW jährlich in den Jahren 2017 bis 2019, anschließend bis 2022 0,2 GW jährlich. PV-Anlagen und WE-Anlagen sind die prägenden Erzeugungstechnologien im Kraftwerkspark der Zukunft. Ein Hauptargument dafür sind die Kostenvorteile (Grenzkosten der Erzeugung) dieser beiden Technologien. In Bezug auf die Vorgabe einer Obergrenze von (geförderter) Erzeugungsleistung aus PV-Anlagen benennt § 49 Abs. 5 EEG 2017 einen Umfang von 52 GW. Für WE-Anlagen existiert eine analoge Vorgabe bisher nicht. Insofern kann daraus aus heutiger Sicht indirekt abgeleitet werden, dass WE-Anlagen (insb. Onshore-WE-Anlagen) eine noch bedeutendere Rolle als Ersatztechnologie für die aus dem deutschen Kraftwerkspark ausscheidenden Teile der konventionellen Erzeugung zukommen wird. Das EEG 2017 löst die feste Einspeisevergütung durch das Ausschreibungsverfahren ab und dehnt die Ausschreibungen nun auch auf Wind onshore und Wind offshore, PV-Gebäudeanlagen und Biogasanlagen aus275. Die Ausschreibungsmenge verteilt sich auf mehrere Ausschreibungsrunden, die zu festen – von der BNetzA zu veröffentlichenden – Terminen stattfinden. Ermöglicht wurde dieser Systemwechsel v.a. durch die in den letzten Jahren stark gefallenen Gestehungskosten für erneuerbare Energien, dazu durch die Erkenntnis, dass die Technologien nunmehr einen Reifegrad erlangt haben, der es erlaubt, sie einem Wettbewerb auszusetzen und jenen Investitionen zum Erfolg zu verhelfen, die die höchste Wertschöpfung am Markt versprechen. Im Zuge des Gesetzgebungsverfahrens zum EEG 2017 wurde teilweise kritisiert, dass separate Ausschreibungen zu den einzelnen Energieträgern mit dem Wettbewerbsgedanken nicht zu vereinbaren seien und so kein Effizienzvergleich der einzelnen Technologien stattfinden könne. Daneben wurde kritisiert, dass die Netzoder Systemdienlichkeit der Erzeugungsanlagen keine Voraussetzung für die Teilnahme an den Ausschreibungsverfahren ist. Bei der Gestaltung des Ausschreibungsdesigns hat sich der Gesetzgeber grds. für eine weitgehende Trennung der Aus- 275 Vgl. § 22 EEG 2017; dazu unten Abschnitt 3.3.1.3 (Ausdehnung des Ausschreibungsmodells). Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 111 schreibungsverfahren für die einzelnen Energieträger bzw. Erzeugungstechnologien entschieden276. In begrenztem Rahmen sind technologieüberschreitende und innovationsfördernde Ausschreibungsverfahren vorgesehen, die von der BNetzA in den Jahren 2018 bis 2020 durchgeführt werden. Zum einen sind gemeinsame Ausschreibungen für WE- Anlagen an Land und Solaranlagen geplant (§ 39i EEG 2017). Das Ausschreibungsvolumen in den Jahren 2018 bis 2020 beträgt für diese Form der Ausschreibung 400 MW pro Jahr. Die Einzelheiten werden in einer Rechtsverordnung geregelt, die bis zum 01.05.2018 zu erlassen ist. Nach einer Evaluation der gemeinsamen Ausschreibungen soll die BReg dann einen Vorschlag vorlegen, ob und inwieweit gemeinsame Ausschreibungen auch für die Jahre ab 2021 durchgeführt werden. Zum anderen sollen Ausschreibungen durchgeführt werden, bei denen der Fokus auf besonders netz- oder systemdienlichen Lösungen liegt (§ 39j EEG 2017). Das Ausschreibungsvolumen in den Jahren 2018 bis 2020 beträgt für diesen Ausschreibungstyp 50 MW pro Jahr. Die Teilnahme ist nicht auf einzelne erneuerbare Energien beschränkt; es können auch Gebote für eine Kombination verschiedener erneuerbarer Energien abgegeben werden. Auch hier soll eine entsprechende Rechtsverordnung bis zum 01.05.2018 erlassen werden. Eine anschließende Evaluation der Verfahren ist vorgesehen. Wichtige Elemente des EEG 2017 sind neben dem vorrangigen Netzanschluss von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbaren Energien die vorrangigen Abnahme und Vergütung des darin erzeugten Stroms sowie der Ausgleich der EEG-bedingten Kosten (EEG-Umlage). In diesem Bereich haben Eigenversorgungskonzepte, die durch Übergangsregelungen weiterhin Bestandsschutz genießen, sowie die besondere Ausgleichsregelung für stromkostenintensive Unternehmen immer wieder beihilferechtliche Diskussionen ausgelöst277. Bestandsgeschützte Konzepte der Eigenversorgung verlieren ihre vollständige Privilegierung mit dem EEG 2017 durch Erneuerung oder Ersetzung der Anlage eher als es bisher der Fall war. Zudem werden schärfere Konsequenzen an die Mitteilungspflichten geknüpft. Für die besondere Ausgleichregelung bringt das EEG 2017 neue Schwellenwerte der Stromkostenintensität. Netzbetreiber dürfen die Erfüllung ihrer Pflichten nach dem EEG nicht vom Abschluss eines Vertrags abhängig machen. Dieser Grundsatz bestand schon im bisherigen Recht und gilt auch im EEG 2017 fort. § 7 Abs. 2 EEG 2017 eröffnet aber weitergehend als bisher die Möglichkeit, von den Bestimmungen des EEG abzuweichen. Dies war bislang nur zulässig, wenn die abweichenden Vereinbarungen Ge- 276 Altrock/Vollprecht, in: ZNER 2016, S. 306, 301. 277 Vgl. dazu ausführlich oben Abschnitt 3.1.2.4 (Beihilfenrechtlicher Rahmen). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 112 Mussaeus/Martel genstand eines Prozessvergleichs i.S.d der Zivilprozessordnung waren, dem Ergebnis eines bei der Clearingstelle durchgeführten Verfahrens entsprachen oder einer Entscheidung der BNetzA. Die Abweichung war also an die Durchführung eines Verfahrens bei einer unabhängigen Stelle geknüpft. In der Praxis führte dies dazu, dass selbst bei Einigkeit der Parteien die Gerichte bemüht werden mussten, um die Voraussetzungen für einen Prozessvergleich zu schaffen. Lt. Gesetzesbegründung hält der Gesetzgeber das Abweichungsverbot für inhaltlich weitgehend überholt278. Nach der Neuregelung müssen abweichende Vereinbarungen klar und verständlich sein, dürfen keinen Vertragspartner unangemessenen benachteiligen und müssen mit dem wesentlichen Grundgedanken der gesetzlichen Regelung, von der abgewichen wird, vereinbar sein. Darüber hinaus darf die abweichende Vereinbarung nicht zu höheren Zahlungen führen als nach Teil 3 des EEG 2017, sodass hinsichtlich der Vergütung Netz- und Anlagenbetreiber zum Schutz der übrigen Marktteilnehmer an die Vorgaben des EEG gebunden sind. Welchen Vorteil bietet dann die Lockerung des gesetzlichen Schuldverhältnisses bzw. des Abweichungsverbots? Anlagenbetreiber und Netzbetreiber können nun z.B. zur praxisrelevanten Festlegung des Netzverknüpfungspunktes vertragliche Regelungen treffen, ohne eine spätere Nichtigkeit dieser Regelung befürchten zu müssen. Das eröffnet beiden Seiten mehr Flexibilität bei der Einbeziehung von tatsächlichen Gegebenheiten und Planungssicherheit bei den Anschlusskosten. Des Weiteren sah sich der Gesetzgeber dazu veranlasst, die Definition des Anlagenbegriffs in § 3 Nr. 1 EEG 2017 nachzubessern. Auslöser dafür war das BGH-Urteil vom 04.11.2015279, wonach gegen die herrschende Meinung in Literatur und Rechtsprechung280 bei Solaranlagen nicht das einzelne Modul eine Anlage ist, sondern das „Solarkraftwerk“ als Gesamtheit. Die neue Gesetzesdefinition stellt klar, dass im Fall von Solaranlagen jedes Modul eine eigenständige Anlage ist. Die Gesetzesbegründung führt dazu aus, dass sich die bisherige Praxis bei der Anlagenerweiterung, der Anlagenzusammenfassung oder beim Austausch von Modulen aufgrund von Diebstahl oder technischen Defekt bewährt hat und beibehalten werden soll281. Durch die Übergangsvorschriften kommt der geänderte Anlagenbegriff praktisch bereits ab dem 01.01.2016 – also mit Wirkung für die Vergangenheit – zur Anwendung. Bei der Umsetzung des EEG hat die Clearingstelle-EEG eine wichtige Funktion. Durch Empfehlungen und Hinweise trägt sie dazu bei, Unklarheiten und Zweifels- 278 Gesetzesbegründung, BT-Drs. 18/8860 v. 21.06.2016, S. 190. 279 Vgl. BGH, Urteil v. 04.11.2015, VIII ZR 244/14, Rn. 20. 280 Altrock/Vollprecht, in ZNER 2016, S. 306. 281 Gesetzesbegründung, BT-Drs. 18/8860 v. 21.06.2016, S. 182. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 113 fragen im Gesetz zu klären. Streitigkeiten im Einzelfall kann die Clearingstelle durch ein Votum – rechtlich unverbindlich – entscheiden. Allerdings hat der Gesetzgeber bereits mit dem EEG 2012 den Wirtschaftsprüfern, die die Endabrechnung der Netzbetreiber prüfen, aufgegeben, neben der höchstrichterlichen Rechtsprechung auch die Entscheidungen der Clearingstelle zu berücksichtigen. Da die Entscheidungen der Clearingstelle rechtlich unverbindlich sind, gehen höchstrichterliche Urteile allerdings vor. Mit diesem Problem wurden Ende 2013 insb. die Betreiber von Biogasanlagen konfrontiert: Die Clearingstelle hatte in ihrer Empfehlung vom 01.07.2010282 die Auffassung vertreten, dass mehrere an einen gemeinsamen Fermenter angeschlossene BHKW grds. jeweils eine eigenständige Anlage darstellen. Der BGH hat dem in seinem Urteil vom 23.10.2013283 widersprochen und entschieden, dass in solchen Fällen grds. nur eine Anlage vorliegt. Netzbetreiber, die bisher die Empfehlung der Clearingstelle angewendet und deswegen zu viel Einspeisevergütung ausbezahlt hatten, mussten nach dem damals geltenden § 35 Abs. 4 EEG 2012 die Überzahlung für die Jahre 2011, 2012 und 2013 von den Anlagenbetreibern zurückfordern. In Zukunft sollen Anlagenbetreiber, die auf eine Entscheidung der Clearingstelle-EEG vertraut haben, vor solchen Rückforderungsansprüchen geschützt werden: Wenn Zahlungen in Übereinstimmung mit einer Entscheidung der Clearingstelle erfolgt sind und die Rückforderung auf der Anwendung einer in anderer Sache ergangenen höchstrichterlichen Entscheidung beruht, kann der Anlagenbetreiber eine Einrede erheben und die Rückzahlung verweigern. Das gilt allerdings nur für Zahlungen, die vor der höchstrichterlichen Entscheidung geleistet worden sind284. Daneben ist zu berücksichtigen, dass die Einrede nur gegen den Rückzahlungsanspruch erhoben werden kann und bereits erfüllte Rückzahlungsansprüche (z.B. durch Aufrechnung des Netzbetreibers) nicht wieder rückabgewickelt werden. Nachdem das EEG 2012 das „Grünstromprivileg“ abgeschafft hatte, führt das EEG 2017 die Grünstromkennzeichnung wieder ein. Damit haben Stromversorger nunmehr die Möglichkeit, ihren Kunden die konkreten Anlagen aus ihrer Region zu benennen, von denen sie ihren Strom beziehen. Um den Strom als regionalen Grünstrom vertreiben zu dürfen, muss eine räumliche Nähe zwischen dem EEG- Anlagenstandort und dem Ort des Verbrauches gewährleistet sein; beide Orte müssen in derselben Region (ca. 50 km-Umkreis) liegen. Als Nachweis müssen für Strom aus Anlagen, die an der regionalen Grünstromkennzeichnung teilnehmen, besondere Regionalnachweise ausgestellt werden, die beim Herkunftsnachweisregister des UBA ausgestellt und verwaltet werden. Regionalnachweise dürfen nur ent- 282 Clearingstelle EEG, Empfehlung v. 01.07.2009, 2009/12. 283 BGH, Urteil v. 23.10.2013, VIII ZR 262/12. 284 Altrock/Vollprecht, in: ZNER 2016, S. 306, 307. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 114 Mussaeus/Martel lang der vertraglichen Lieferkette des Stroms, für den sie ausgestellt worden sind, übertragen werden. Der Stromlieferant, der die Regionalnachweise schließlich entwerten lässt, darf in der Stromkennzeichnung ausweisen, zu welchen Anteilen der Strom „Erneuerbare Energien, finanziert aus der EEG-Umlage“ in regionalem Zusammenhang zum Stromverbrauch erzeugt worden ist. Das bietet Gestaltungsmöglichkeiten für neue Vertriebsprodukte. 3.3.1.3 Ausdehnung des Ausschreibungsmodells Das EEG 2017 hat das Ausschreibungsmodell über die pilotierten PV-Freiflächenanlagen auf andere PV-Anlagen, WE-Anlagen (Onshore/Offshore) und Biomasse- Anlagen ausgedehnt. Ab einer bestimmten Größenordnung müssen diese Anlagen zwingend an Ausschreibungen teilnehmen, um eine Förderung nach dem EEG zu erhalten. Eine Ausschreibungspflicht besteht grds. für Neuanlagen mit einer installierten Leistung über 750 kW, bei Biomasse-Anlagen bereits über 150 kW. Ausschreibungen sind wettbewerbliche Verfahren in denen der EEG-Vergütungssatz (anzulegender Wert) ermittelt wird. Im Gegensatz zum System der festen Einspeisevergütung oder Marktprämie sind die von der Ausschreibungspflicht betroffenen Anlagenbetreiber dazu aufgefordert, einen Preis für den erzeugten Strom selbst zu kalkulieren. Damit tritt ein wettbewerbliches System an die Stelle einer administrativen Festlegung der Förderung285. Das bedeutet eine genaue Betrachtung aller Kostenfaktoren, wie Entwicklungskosten, Gutachten, Anlagenkaufpreis etc. Zudem erlangt der Anlagenbetreiber endgültige Sicherheit über seine Vergütung erst mit dem Zuschlag. Das wird auch Einfluss auf die Projekt- und Anlagenfinanzierung haben. Das Ausschreibungsdesign sieht grds. das pay-as-bid-Modell vor, wobei die Bieter den jeweils gebotenen Wert (ct/kWh) als Vergütung erhalten, wenn ihre Gebotsmenge noch innerhalb der Ausschreibungsmenge liegt. In wenigen Ausnahmefällen kommt das uniform-pricing-Modell zum Tragen, bei dem alle Bieter einheitlich einen Zuschlag in der Höhe des höchsten noch bezuschlagten Gebots erhalten. Ganz wird dem Wettbewerb dann aber doch nicht getraut: Das EEG sieht energieträgerspezifische Höchstwerte für die Gebote vor. Um eine missbräuchliche Teilnahme an den Ausschreibungsrunden zu vermeiden, sind für die Teilnahme energieträgerspezifische Sicherheitsleistungen zu erbringen. Damit werden Strafzahlungen abgesichert, die anfallen, wenn ein bezuschlagtes Projekt nicht innerhalb der dafür vorgesehenen Frist umgesetzt wird. Der gewünschte Zubau der einzelnen Anlagen wird in Ausbaukorridoren bzw. Ausschreibungsmengen festgelegt. Kritiker dieses Systems meinen, dass der Zubau 285 Frenz, RdE 2014, S. 465, 470. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 115 durch die Begrenzung der Ausschreibungsmengen eher gebremst wird. Für WE- Anlagen beträgt die Ausschreibungsmenge z.B. 2800 MW pro Jahr bis 2020, dann erhöht sich die Ausschreibungsmenge auf 2900 MW. Die Ausschreibungsmenge verteilt sich auf mehrere Ausschreibungsrunden, die zu festen Terminen stattfinden. Für Bürgerenergieprojekte286 mit WE-Anlagen gelten besondere Regeln: Eine Gesellschaft, die aus mind. zehn natürlichen Personen besteht und bei der mind. 51 % der Stimmrechte von natürlichen – örtlich bereits länger ansässigen – Personen gehalten werden, bei der zudem keine Person mehr als 10 % der Stimmrechte hält, muss bei Gebotsabgabe in der Ausschreibung nicht – wie im Normalfall zwingend – eine Genehmigung nach dem BImSchG vorlegen. Es genügt zunächst der Nachweis über die Flächensicherung und ein zertifiziertes Windgutachten. Des Weiteren müssen nur 50 % der Sicherheitsleistung erst nach Erteilung der Genehmigung erbracht werden und die Realisierungsfrist zur Umsetzung des Projekts nach Zuschlagerteilung verlängert sich um zwei Jahre. Bürgerenergieprojekte sind allerdings auf eine Projektgröße von maximal 6 Anlagen mit einer installierten Leistung von max. 18 MW. begrenzt. Für Bürgerenergiegesellschaften besteht die Pflicht, der Standortkommune eine Gesellschaftsbeteiligung von 10 % anzubieten. Wenn die Kommune von dieser Möglichkeit Gebrauch macht, kann eine Beteiligung auch mittelbar über ein 100%iges Tochterunternehmen erfolgen. Aufgrund der für WE-Anlagen an Land geringen Eintrittsschwelle von 750 kW installierter Leistungen ist die finanzielle Förderung für diesen Energieträger i.d.R. in Ausschreibungen zu ermitteln. Die hier vorgesehene „späte Ausschreibung“ bedeutet, dass die Vorlage einer BImSch-Genehmigung bei der Gebotsabgabe erforderlich ist. Die bis zum Gebotstermin zu erbringende Sicherheitsleistung beträgt 30 EUR/kW multipliziert mit der Gebotsmenge. Neben den ausschreibungsspezifischen Vorschriften ändert sich die finanzielle Förderung von WE-Anlagen aber auch in anderen Bereichen. So gilt z.B. die bisherige Vergütungssystematik bestehend aus erhöhter Anfangs- und Grundvergütung nicht mehr fort und es wurde ein einstufiges Referenzertragsmodell eingeführt. Damit soll ein Anreiz für den Bau von WE- Anlagen an windhöffigen Standorten bzw. von effizienteren Anlagen gesetzt werden. Der Anlagenbetreiber gibt dabei ein Gebot für einen 100 %-Referenzstandort ab, der sich nach den Vorgaben im EEG ermitteln lässt. Die Übereinstimmung mit dem Referenzstandort wird nach 5, 10 und 15 Jahren überprüft und die finanzielle Förderung anhand von festgelegten Korrekturfaktoren eventuell auch rückwirkend angepasst. Neben dem einstufigen Referenzertragsmodell soll der Ausbau der WE-Anlagen an Land auch über die Festlegung von Netzausbaugebieten gesteuert werden. In einer 286 Vgl. dazu auch unten Abschnitt 8.2.4 (Bürgerbeteiligungen und Privatinvestoren). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 116 Mussaeus/Martel separaten Rechtsverordnung, der BNetzA vom 20.02.2017287, werden Gebiete festgelegt, in denen die Übertragungsnetze besonders stark belastet sind. Eine Betrachtung von Netzengpässen in Verteilernetzen findet allerdings nicht statt. Die Beurteilung der Belastung soll anhand der Systemanalyse gem. NetzResV erfolgen. Die Festlegung der Netzausbaugebiete muss darüber hinaus landkreis- oder netzgebietsscharf erfolgen und darf insgesamt 20 % der Bundesfläche nicht überschreiten. Für die Netzausgebiete erfolgt dann eine weitere Festlegung einer installierten Leistung, für die in dem Netzausbaugebiet höchstens Zuschläge erteilt werden dürfen. Diese Obergrenze beträgt pro Jahr 58 % der installierten Leistung, die im Jahresdurchschnitt in den Jahren 2013 bis 2015 in diesem Gebiet in Betrieb genommen worden ist. Unter die Ausschreibungspflicht für PV-Anlagen fallen jetzt auch Gebäude- und PV-Anlagen auf sonstigen baulichen Anlagen (z.B. Deponien), wenn ihre installierte Leistung 750 kW überschreitet. Die in Betracht kommenden Standortflächen für PV-Freiflächenanlagen wurden zunächst im EEG 2017 nicht geändert. Die Bundesländer haben jedoch die Möglichkeit, durch Rechtsverordnung auch Acker- bzw. Grünland in benachteiligten Gebieten als weitere Standortflächen zuzulassen. Bei den Verfahren für die Photovoltaik handelt es sich um sog. „frühe Ausschreibungen“, weil die Teilnahme an einer Ausschreibungsrunde bereits zu einem frühen Projektentwicklungsstadium möglich ist, nämlich dann, wenn die Standortfläche gesichert ist und die bauplanungsrechtlichen Voraussetzungen geschaffen worden sind. Daher unterteilt sich die Sicherleistung auch in Erst- und Zweitsicherheit. Die geringere Erstsicherheit (5 EUR/kW) ist bei Gebotsabgabe zu entrichten und die Zweitsicherheit (45 EUR/kW) bei Erteilung des Zuschlags. Bei der Förderung von Strom aus Biomasse setzt der Gesetzgeber auf die Flexibilität der Anlagen. Biogasanlagen mit einer installierten Leistung über 100 kW erhalten eine Förderung grds. nur für eine Strommenge, die einer Bemessungsleistung der Anlage von 50 % des Werts der installierten Leistung entspricht. Anlagenbetreiber können jedoch eine Flexibilitätsprämie beanspruchen, die sie bei einer bedarfsorientierten Stromerzeugung unterstützen soll, indem z.B. in Gasspeicher investiert wird. Biomasse-Anlagen mit einer installierten Leistung über 150 kW müssen an Ausschreibungen teilnehmen, um eine finanzielle Förderung zu erhalten. Für die Biomasse ist eine sog. „späte“ Ausschreibung vorgesehen, bei der die BImSch- Genehmigung bzw. eine andere bundesrechtliche Zulassung oder eine Baugenehmigung für die Teilnahme an der Ausschreibung erforderlich ist. Weitere Voraussetzung für die Teilnahme ist die Zahlung einer Sicherheitsleistung, die 60 EUR/kW multipliziert mit der Gebotsmenge beträgt. 287 Vgl. http://bit.ly/2mdbRy2, Aufruf am 15.03.2017. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Mussaeus/Martel 117 Für bestehende Biomasse-Anlagen wurde die Möglichkeit einer Anschlussförderung geschaffen. Dabei können bestehende Biomasse-Anlagen nach erfolgreicher Teilnahme an einem Ausschreibungsverfahren eine Förderung für weitere zehn Jahre erhalten. Diese Möglichkeit besteht auch für Anlagen unterhalb einer installierten Leistung von 150 kW, die eigentlich nicht an den Ausschreibungen teilnehmen müssen. Das EEG 2017288 sieht in § 5 Abs. 2 Nr. 2 EEG vor, dass die neu eingeführten Ausschreibungen auch für Anlagen im Staatsgebiet eines oder mehrerer anderer Mitgliedstaaten der EU geöffnet und bis zu einem Umfang von 5 % der jährlich zu installierenden Leistung bezuschlagt werden können. Damit wird eine entsprechende Vorgabe aus den Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien der EU-Kommission umgesetzt289. Grds. ist zur Einführung von grenzüberschreitenden Ausschreibungen eine Verordnung nach § 88a EEG 2017 erforderlich. Da das EEG 2017 aber noch nicht in Kraft getreten war, konnte der Gesetzgeber von der Verordnungsermächtigung noch keinen Gebrauch machen und hat eine Verordnung auf §§ 87 ff. EEG 2014 gestützt. Diese Grenzüberschreitende-Erneuerbare-Energien-Verordnung – GEEV290 betrifft inhaltlich zunächst nur PV-Freiflächenanlagen. Die GEEV hat damit den Weg frei gemacht für konkrete sektorspezifische Vereinbarungen mit anderen Mitgliedstaaten. Grenzüberschreitende Ausschreibungen sind nur zulässig, wenn eine spezielle völkerrechtliche Vereinbarung mit dem kooperierenden Mitgliedstaat besteht (§ 5 Abs. 3 Nr. 1 EEG 2017). Darüber hinaus muss das Prinzip der Gegenseitigkeit zur Anwendung kommen, wobei der andere Mitgliedstaat seine Ausschreibungen in einem vergleichbaren Umfang öffnet (§ 5 Abs. 3 Nr. 2 EEG 2017). Als weitere Voraussetzung muss der Strom physikalisch importiert werden oder einen vergleichbaren Effekt auf den deutschen Strommarkt haben (§ 5 Abs. 3 Nr. 3 EEG 2017). Die dänische und die deutsche Regierung haben am 20.07.2016 die erste Kooperationsvereinbarung unterzeichnet291. Gegenstand dieser Kooperationsvereinbarung sind zunächst zwei separate PV-Ausschreibungsrunden. Dänemark öffnet dabei eine Ausschreibungsrunde von insgesamt 20 MW im Umfang von 2,4 MW für Freiflä- 288 BR-Drs. 355/16 v. 08.07.2016, Beschluss des Deutschen Bundestages, Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien. 289 EU-Kommission, Mitteilung der Kommission, Leitlinien für staatliche Umweltschutzund Energiebeihilfen 2014–2020, 2014/C 200/1, Absatz (127). 290 BGBl. I, S 1629, Verordnung zur grenzüberschreitenden Ausschreibung der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien sowie zur Änderung weiterer Verordnungen zur Förderung der erneuerbaren Energien, v. 11.07.2016, Art. 1 (Grenzüberschreitende- Erneuerbare-Energien-Verordnung – GEEV). 291 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qsofwh („Kooperationsvereinbarung“). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 118 Mussaeus/Martel chenanlagen mit Standort in Deutschland. Deutschland wird eine PV- Ausschreibungsrunde im Umfang von 50 MW für Freiflächenanlagen mit Standort in Dänemark öffnen. In beiden Fällen gilt das jeweilige nationale Ausschreibungsdesign, wobei standortspezifische Bedingungen berücksichtigt werden. Dänemark und Deutschland erkennen in der Kooperationsvereinbarung an, dass es Unterschiede gibt bzgl. der standortbezogenen Bedingungen aufgrund der jeweils relevanten anwendbaren nationalen Rechtsvorschriften und der sonstigen Regelungen, wie bspw. der Planungs- und Bauvorgaben, des Lizenzrechts, der Netzanschlussbedingungen oder der Steuern und Abgaben292. Im Rahmen von grenzüberschreitenden Ausschreibungen stellt sich auch die Frage, wie die Voraussetzung des physikalischen Stromimports in der Praxis konkret auszugestalten und nachzuweisen ist. Die Beantwortung dieser Frage ist wichtig, weil sich nur so die Finanzierung von ausländischen Anlagen über die deutsche EEG-Umlage, die letztlich die deutschen Energieverbraucher zahlen, rechtfertigen lässt. Eine konkrete Zuordnung eines grenzüberschreitenden Stromflusses zu einer bestimmten Anlage wird in einem europäisch vernetzten System grds. als nicht möglich erachtet293. Nach der Begründung zur GEEV soll der Nachweis auf einem Modell beruhen, das die im Ausland förderbare Leistung auf einen Umfang beschränkt, der ihrem pauschalen und langfristigen Strommarkteffekt in Deutschland entspricht294. Der zentrale begrenzende Faktor ist dabei die Kapazität der Interkonnektorenleitungen295 zwischen zwei Ländern. Die Kooperationsvereinbarung sagt aus, dass die Bedingung des „physikalischen Imports“ als gegeben angesehen wird, weil ein hoher, direkter Verbundgrad zwischen den Vertragsparteien besteht und die betroffene Ausschreibungsmenge gering sei296. Damit allein wird man dem gesetzlichen und auch in die GEEV aufgenommenen Erfordernis wohl nicht gerecht, auch wenn dies auf eine vorhandene Interkonnektorenkapazität schließen lässt. 292 Kooperationsvereinbarung, S. 2. 293 BMWi, Referentenentwurf, Verordnung zur Ausschreibung der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien sowie zur Änderung weiterer Verordnungen zur Förderung der erneuerbaren Energien, Stand 26.04.2016, S. 52. 294 BMWi, Referentenentwurf, Verordnung zur Ausschreibung der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien sowie zur Änderung weiterer Verordnungen zur Förderung der erneuerbaren Energien, Stand 26.04.2016, S. 52. 295 Vgl. dazu auch unten Abschnitt 3.7.1 (Bedeutung der Grenzkuppelkapazitäten). 296 Kooperationsvereinbarung, S. 3. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Netzband/Alkemeyer/Meyer-Wilmes/Köhnlein 119 Für die erste Pilotausschreibung wird auf den Nachweis des physikalischen Imports aus den vorgenannten Gründen noch verzichtet297. Wenn der Nachweis über die Interkonnektorenkapazität, also der Kapazität zwischen den Verbindungsleitungen zwischen den Ländern, erbracht werden soll, rückt das Kriterium des „physikalischen Imports“ in den Hintergrund und der „vergleichbare Effekt für den deutschen Strommarkt“ in den Vordergrund, weil eine konkrete Zuordnung von Importmengen bei einer kapazitären Betrachtung nicht möglich sein wird. 3.3.1.4 Prozess- und Systemaspekte des EEG 2017 Mit der Einführung des Ausschreibungsverfahrens für PV-, Biogas-, Onshore- und Offshore-Anlagen ergeben sich für VNB grundlegende Änderungen in den bestehenden Prozessen. So muss sichergestellt sein, dass eine Neuanlage nachweislich förderberechtigt ist, bevor für deren Einspeisung Vergütungszahlungen vorgenommen werden. Das Vorliegen eines entsprechenden Nachweises ist durch den VNB für jede Neuanlage zu prüfen. Der diesbezügliche Informationsaustausch hat zwischen der BNetzA als durchführendem Organ im Verfahren und dem VNB als Bindeglied zu den Anlagenbetreibern zu erfolgen. Neben den konkret bezuschlagten Teilnehmern des Ausschreibungsverfahrens betrifft die Kommunikation die festgelegten Preise, die für die korrekte Abwicklung der Vergütung in das Abrechnungssystem der VNB aufzunehmen sind. Fraglich ist, ob die Ausschreibungs- wie auch die aktuellen Einspeisetarife in der zentral durch die von der BNetzA zur Verfügung gestellten Tarifliste veröffentlicht und so mit dem Regelprozess verarbeitet werden können. Es ist damit zu rechnen, dass die Preise aus einer anderen Quelle bezogen werden müssen; daraus ergibt sich für VNB die Notwendigkeit, einen Prozess zur Erfassung und Kontrolle dieser Preise zu etablieren. Dabei ist insb. die Quelle festzulegen, anhand derer die im hauseigenen System hinterlegten Preise zuverlässig plausibilisiert werden können. Im Zusammenhang mit Bürgerenergieprojekten ergibt sich die Besonderheit, dass diese nicht den Wert ihres Gebots, sondern den Wert des höchsten noch bezuschlagten Gebots vergütet erhalten.298 Entsprechend ist dieser Wert bei der Preispflege im Abrechnungssystem und der nachgelagerten Plausibilitätsprüfung zu berücksichtigen. Eine weitere Besonderheit ergibt sich aus der Anschlussförderung für Biomasse. Da hier neben dem Neubau von Anlagen auch eine Verlängerung der Förderdauer um weitere zehn Jahre bezuschlagt werden kann, ist die bisher etablier- 297 BMWi, Referentenentwurf, Verordnung zur Ausschreibung der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien sowie zur Änderung weiterer Verordnungen zur Förderung der erneuerbaren Energien, Stand 26.04.2016, S. 52. 298 § 36g Abs. 5 EEG 2017. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 120 Netzband/Alkemeyer/Meyer-Wilmes/Köhnlein te Plausibilitätskontrolle zur maximalen Anlagenförderdauer von 20 Jahren nicht mehr stringent anwendbar und muss für diese Sonderfälle erweitert werden. Analog zu Neuanlagen ist als Nachweis ein adäquater Beleg der BNetzA erforderlich, um zu verhindern, dass weitere Anlagen unberechtigterweise über die ursprüngliche Maximaldauer hinaus gefördert werden. Die VNB müssen zukünftig das erweiterte, einstufige Referenzertragsmodell für Onshore-Windenergieanlagen anwenden. Obwohl im Ausschreibungsverfahren für diese Anlagen immer auf die vorgegebene Referenzanlage mit einer Windgeschwindigkeit von 6,45 m/sec. in einer Höhe von 100 m geboten wird, ergeben sich die tatsächlichen Förderpreise durch prozentuale Skalierung der Förderung nach dem Verhältnis aus Referenzstandortqualität und tatsächlicher Standortqualität, die mittels eines unabhängigen Windgutachtens nachzuweisen ist. Dadurch ergibt sich ein anderer Vergütungspreis als in dem Ausschreibungsverfahren ermittelt. Der VNB ist dafür verantwortlich, den eingespeisten Strom in angemessener Höhe zu vergüten. Dazu muss diesem die Bestätigung für den Zuschlag einschließlich Zuschlagspreis sowie das unabhängige Windgutachten vorliegen. IT-seitig müssen die Parameter Preis, Standortqualität und Korrekturfaktor aus dem Referenzertragsmodell vollständig und richtig in die Stammdaten des Abrechnungssystems übernommen werden. Die Übernahme der Daten ist mittels geeigneter Stammdatenkontrollen und durch Abgleich mit den zugehörigen Nachweisen sicherzustellen. Anschließend ist die Richtigkeit der Abrechnung durch Testabrechnungen zu gewährleisten. Schließlich sind die Folgegutachten zur Standortqualität zu würdigen, mögliche Änderungen in die Stammdaten zu integrieren und in den darauffolgenden Abrechnungen zu berücksichtigen. Durch das geplante Zuschalten von Wärmeerzeugungsanlagen bei erhöhter Einspeisung ist v.a. an Standorten mit häufigem Energieüberschuss regelmäßig mit Regelungstätigkeiten zu rechnen. Um dieser Aufgabe nachzukommen ist es notwendig, neben der Netzfrequenz auch die zur Regelung vorgesehenen Anlagen durchgängig zu überwachen. Dabei ist eine enge Verzahnung der Netzleitstelle mit der Abteilung Einspeisemanagement und -abrechnung erforderlich, um die Vorgänge sachgemäß abzubilden. Der EEG-Prozess ist ein Wälzungsmechanismus, bei dem die an den Anlagenbetreiber gezahlte EEG-Vergütung über mehrere Stufen auf den Endverbraucher umgelegt wird. Lieferanten und Netzbetreiber müssen deshalb überwachen, welche Beträge über die Umlagen eingenommen und weitergegeben werden, damit der Prozess liquiditäts- und erfolgsneutral bleibt. Konkret müssen Lieferanten sicherstellen, dass sie nicht mehr EEG-Umlage an die ÜNB abführen als eingenommen wurde. Für Netzbetreiber ist die an die Anlagenbetreiber ausgezahlte mit der vom ÜNB erhaltenen Vergütung abzugleichen. Zur Korrektur von Abweichungen zwischen den Werten muss die richtige Vergütung ermittelt werden können. Aufgrund der ausschrei- Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Sinagowitz/Neuschwander/Martel/Goldberg 121 bungsbedingten Vielzahl der Vergütungssätze für die einzelnen Anlagen ist hierbei künftig eine erhöhte Komplexität zu erwarten. Die Nachweise für die Berechtigung zum Erhalt von Zahlungen auf Grundlage des EEG sowie der den Anlagenbetreibern zustehenden Boni sind nachzuhalten. Bspw. sollte eine Möglichkeit zur Nachverfolgung und Überwachung des Eingangs von Nachweisen bei Anmeldung von Anlagen und zur Durchführung der Jahresabrechnung integriert sein. Bisher zu diesem Zweck genutzte Workflows, Templates oder andere Verfahren müssen angepasst werden, damit die Aggregation weiterhin einen vollständigen Überblick bietet. Eine wichtige Analyse, die regelmäßig durchgeführt werden sollte, ist der Abgleich zwischen den systemseitig bilanzierten und den an den ÜNB gemeldeten Mengen. Für die RLM-Einspeiser sollte dabei auch auf das EDM/ZFA-System zurückgegriffen werden. Mittels dieses Abgleichs wird sichergestellt, dass zum einen die nur jährlich abgelesenen Anlagen in der Bilanzierung und im EEG-Prozess gleich behandelt, d.h. dieselben Mengen gemeldet, und zum anderen die Anlagen stets in beiden Prozessen berücksichtigt werden. Bestehende Reports müssen um die Erfassung von evtl. neuen Bilanzkreisen bzw. Anlagenarten erweitern werden. 3.3.1.5 Exkurs: Dezentrale Erzeugungskonzepte Dezentrale Erzeugungskonzepte zeichnen sich i.d.R. durch unmittelbar oder zumindest relativ verbrauchsnahe Standorte aus. Ihre Erzeugungsanlagen werden vorzugsweise mit dem Zweck der Versorgung einzelner Verbraucher errichtet und befinden sich häufig in privatem, privatwirtschaftlichem oder genossenschaftlichem Besitz. Zu ihnen gehören i.W. kleinere PV-Anlagen (z.B. Aufdachanlagen auf Wohnhäusern und gewerblich oder industriell genutzten Gebäuden), einzelne WE- Anlagen, Biomasse- und Kleinwasserkraftwerke sowie unterschiedlich groß dimensionierte BHKW bis hin zu großen KWK-Anlagen mit elektrischen Leistungen im dreistelligen MW-Bereich. Die beiden letztgenannten Anlagentypen begründeten gewissermaßen das dezentrale Erzeugungskonzept aus der technischen Notwendigkeit heraus, die Verbraucher in den umliegend angeschlossenen Betrieben bzw. Wohngebäuden mit Wärme und Strom zu versorgen. Während kleine und mittelgroße BHKW typischerweise große private Mehrparteien-Wohngebäude, Hotels und Krankenhäuser versorgen, sind die größten dezentralen KWK-Anlagen vorwiegend an den Standorten energieintensiver Industriebetriebe, z.B. in Chemieparks, vorzufinden und wurden teilweise bereits beträchtliche Zeit vor dem Inkrafttreten des ersten KWKG im Jahr 2002 in Betrieb genommen. Das KWKG deklarierte rechtliche Fördertatbestände und Sonderstellungen sowohl für neue als auch bereits bestehende KWK-Anlagen und forcierte damit die dezentrale Stromerzeugung in KWK. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 122 Sinagowitz/Neuschwander/Martel/Goldberg Kraft-Wärme-Kopplung bezeichnet „die gleichzeitige Umwandlung von eingesetzter Energie in elektrische Energie und in Nutzwärme in einer ortsfesten technischen Anlage“299. Sie spielt im Rahmen der Energiewende in Deutschland eine erhebliche Rolle und wird aufgrund ihres hohen Wirkungsgrades als wichtiger Baustein der Energiewende angesehen. KWK-Anlagen können insofern energieeffizienter und emissionsärmer sein als konventionelle Kondensationskraftwerke und die gesonderte Bereitstellung von Wärme300. Interessant ist in diesem Zusammenhang die Bezeichnung der KWK-Technik als „Brückentechnologie“ auf dem Weg zur ausschließlichen Nutzung von erneuerbaren Energien301. Eben jene Brückentechnologie sollte ursprünglich die Kernkraft sein302. Die gesetzliche Regelung der Kraft- Wärme-Kopplung erfolgt im KWKG303, das zunächst am 21.12.2015 novelliert wurde (sog. KWKG 2016304) und mit Wirkung ab dem 01.01.2017 erneut Änderungen erfahren hat (sog. KWKG 2017305). Mit dem KWKG 2016 hat der Gesetzgeber das wichtigste Förderinstrument für die hocheffiziente Stromerzeugung aus der Kraft-Wärme-Kopplung für die nächsten Jahre neu gestaltet und an den Herausforderungen der Energiewende ausgerichtet bzw. nachgeschärft. Die Anpassungen wurden notwendig, da die gesunkenen Stromerlöse auf die Wirtschaftlichkeit von Stromerzeugungsanlagen erhebliche Auswirkungen hatten306 und die Förderung der Erzeugung aus Kohle aus dem Fördermechanismus ausgeschlossen wurde, um die klimapolitischen Ziele der BReg zu ermöglichen. 299 § 2 Nr. 13 KWKG i.d.F. v. 28.12.2016. 300 BMWi, Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S 37. 301 U.a. BMWi, Die Zukunft der KWK – Diskussion im Rahmen von Strom 2030. 302 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pFyKt0. 303 Vgl. dazu oben ausführlich Abschnitt 2.1.1.1 (Konventionelle Stromerzeugung, Exkurs: Kraft-Wärme-Kopplung). Zudem werden Wärme- und Kältespeicher sowie Wärme- und Kältenetze gefördert, die nachfolgend allerdings nicht weiter betrachtet werden. 304 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz v. 21.12.2015, BGBl. I, S. 2498, zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft- Wärme-Kopplung und zur Eigenversorgung; zur KWKG-Umlage vgl. unten Abschnitt 7.7.3 (KWKG-Umlage). 305 Gesetz zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft-Wärme- Kopplung und zur Eigenversorgung v. 22.12.2016, BGBl. I, S. 3106. 306 Vgl. im Detail hierzu das Gutachten des BMWi: „Potenzial- und Kosten-Nutzen-Analyse zu den Einsatzmöglichkeiten von Kraft-Wärme-Kopplung (Umsetzung der EU- Energieeffizienzrichtlinie) sowie Evaluierung des KWKG im Jahr 2014“, abrufbar unter: http://bit.ly/2pFEov8. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Sinagowitz/Neuschwander/Martel/Goldberg 123 Das KWKG307 bezweckt die Erhöhung der Nettostromerzeugung aus Kraft-Wärme- Kopplung auf 110 TWh bis zum Jahr 2020 und auf 120 TWh bis zum Jahr 2025 im Interesse der Energieeinsparung sowie des Umwelt- und Klimaschutzes308. Es zeichnet sich durch ein System zeitlich befristeter Zuschlagszahlungen aus, wobei dieses System durch die Novelle im Jahr 2016 wesentliche Änderungen erfahren hat309. Für einen Großteil der Anlagen besteht nunmehr eine Direktvermarktungspflicht hinsichtlich des erzeugten Stroms. Zugleich wurden die Fördervoraussetzungen und die Fördersätze für neue, modernisierte und nachgerüstete Anlagen nahezu vollständig überarbeitet. Die Änderungen sind Resultat des vom BMWi angestrebten Ziels, die Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung künftig stärker an Preissignalen zu orientieren310. Im Hinblick auf die Integration des KWK-Stroms besteht in Parallelität zum EEG die Verpflichtung der Netzbetreiber, den erzeugten Strom vorrangig physikalisch abzunehmen, zu übertragen und zu verteilen. Das KWKG fokussiert bei Neuanlagen insb. auf gasbefeuerte Anlagen für die öffentliche Versorgung und schließt damit bestimmte Versorgungskonzepte, die im Industriebereich langjährig angewendet wurden, aus. Für Anlagen, die der öffentlichen Versorgung dienen, wurden die Fördersätze im Vergleich zu der bisherigen Förderung deutlich angehoben. Die erneute Anpassung des Gesetzes im KWKG 2017 ist dem Umstand geschuldet, dass der Fördermechanismus nach Auffassung der EU-Kommission eine zu notifizierende Beihilfe i.S.d. AEUV darstellte und der notwendige Kompromiss erst nach Inkrafttreten des KWKG 2016 erzielt werden konnte. Änderungen ergeben sich dahingehend, dass Förderungen im Anlagensegment zwischen 1 und 50 MW nur noch im Wege der Ausschreibung ermittelt werden. Ebenso wird der refinanzierende Umlagemechanismus neu ausgestaltet311. 307 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz v. 21.12.2015, BGBl. I, S. 2498, zuletzt geändert durch Art. 1 des Gesetzes zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft- Wärme-Kopplung und zur Eigenversorgung v. 22.12.2016, BGBl. I, S. 3106; zur KWKG-Umlage vgl. unten Abschnitt 7.7.3 (KWKG-Umlage). 308 Vgl. § 1 Abs. 1 KWKG 2016. 309 Dazu auch Kachel, EnWZ 2016, S. 51 ff. 310 Abrufbar unter: http://bit.ly/2pFFWWe. 311 Diese Neuausrichtung hat enorme Auswirkungen auf die Stromkosten von energieintensiven Unternehmen, die nicht die Besondere Ausgleichsregelung i.S.d. EEG oder die Eigenversorgungsvortele älterer Bestandsanlagen nutzen können; vgl. dazu unten Abschnitt 7.7.3 (KWKG-Umlage). Durch dezentrale Erzeugungskonzepte zur Eigenversorgung können Anlagenbetreiber bestimmte Privilegierungen in Bezug auf staatliche Steuern und Umlagen nut- Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 124 Linden/Sänger zen, indem die rechtlichen und technischen Anforderungen an gewisse Befreiungstatbestände erfüllt werden. Dies kann insb. dann eintreten, wenn der Transport von Strom aus dezentralen Erzeugungsanlagen über kurze Distanzen auf der Mittelund Niederspannungsnetzebene außerhalb des öffentlichen Netzes erfolgt, somit keine Netzentgelte zu entrichten sind, oder eine Befreiung bzw. teilweise Reduzierung von der Zahlungspflicht der EEG-Umlage eintritt. Durch die zwischenzeitlich in ihrer Kapazität, ihren Verlusten und auch ihren Anschaffungskosten stark verbesserten Batterie-Stromspeicher lässt sich der zeitliche Versatz von fluktuierender Stromerzeugung und ortsnahem Strombedarf zunehmend besser bewältigen312. Mit der fortschreitenden Integration von bezahlbaren Batterie- Stromspeichern könnte sich die wirtschaftliche Attraktivität dezentraler Erzeugungskonzepte weiter steigern und ihrem Zubau zusätzlichen Schwung verleihen. 3.3.2 Bilanzkreistreue Mit der Ablösung der festen Einspeisevergütung durch die Einführung von Ausschreibungen und der Direktvermarktung der erzeugten Strommengen sind erste, aber wichtige Schritte zur Marktintegration der erneuerbaren Energien getan. Hinzu tritt die Notwendigkeit der Zuordnung von Verantwortlichkeit dafür, bei zunehmend volatiler Stromerzeugung und Einspeisevorrang von erneuerbaren Energien das Stromsystem zu jedem Zeitpunkt zum Ausgleich zu bringen, solange vorhandene Speicherkapazitäten begrenzt sind. Dieses Problem wird umso kleiner, je besser Daten im Zuge der Digitalisierung erhoben und analysiert werden können, je flexibler Angebot und Nachfrage bei absehbaren Planabweichungen angepasst werden können und je breiter die Einsatzmöglichkeiten erneuerbarer Energien in sektoraler und geografischer Sicht sind313. Der Ausbau der Übertragungsnetze ist in diesem Zusammenhang ein vieldiskutiertes Thema, sowohl innerhalb Deutschlands, als auch über die Grenzen hinweg innerhalb Europas. Um das Stromsystem zu synchronisieren, bedarf es ausreichender Informationen einerseits über das zu einem bestimmten Zeitpunkt bestehende Angebot an Strom aus den verschiedenen Energieträgern, andererseits über die zu diesem Zeitpunkt bestehende Nachfrage. Markt und Wettbewerb sind für eine solche Informationsverarbeitung sehr gut geeignet, weshalb die Marktteilnehmer möglichst selbst für einen ausgeglichenen Bilanzkreis sorgen sollten. Wirksame Anreize zum Bilanzkreisausgleich sind dabei wichtig für die Systemstabilität. Die verschiedenen Vorschläge, die Verantwortlichkeit zuzuordnen, nehmen v.a. die bilanzkreisverantwortlichen Ener- 312 Siehe hierzu weiterführend Abschnitt 4.3.1 (Überblick zu Stromspeichertechnologien). 313 Vgl. dazu u.a. unten Abschnitte 2.1.2 (Stromübertragung und -verteilung) und 1.1.1 (Smart Meter Rollout und Bedeutung für das deutsche Energiesystem). Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Linden/Sänger 125 gieversorger oder die Stromvertriebe in die Pflicht, sich mit ausreichender Backup- Kapazität einzudecken314. „Bilanzkreistreue“ wird zum Stichwort für das Strommarktdesign. Eine marktwirtschaftliche Ausgestaltung belegt Unterdeckungen mit Pönalen für die Regel- und Ausgleichsenergien, die entsprechend teuer eingekauft werden müssen. Umgekehrt bewirken Überdeckungen Verluste, da die zu viel eingekaufte Energie zu schlechteren Konditionen, mitunter gar zu „Negativpreisen“ abgeschafft werden muss. Durch die Pönalen, die sich an den Kosten für den Ausgleich der ungeplanten Lücke zwischen Angebot und Nachfrage orientieren, entstehen Anreize für die Marktteilnehmer, ihre Informations- und Prognosebasis zu verbessern und die Kosten den Marktakteuren mit den geringsten Transaktionskosten zuzuordnen315. Zugleich wird Anreiz geschaffen, Backup-Kapazität vorzuhalten. Das Ziel, durch Anreize die Bilanzkreistreue zu stärken, findet sich in § 1a EnWG: „Das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem hat eine zentrale Bedeutung für die Gewährleistung der Elektrizitätsversorgungssicherheit. Daher sollen die Bilanzkreistreue der Bilanzkreisverantwortlichen und eine ordnungsgemäße Bewirtschaftung der Bilanzkreise sichergestellt werden.“ Im Zuge des StrommarktG wurde die Festlegungskompetenz der BNetzA in § 27 Abs. 1 Nr. 21a StromNZV dahingehend erweitert, die Kriterien festzulegen, nach denen die Ausgleichsenergie (§ 8 Abs. 1 und 2 StromNZV) durch die ÜNB abzurechnen ist. Dabei kann sie insb. festlegen, wie derjenige Teil der vorgehaltenen Regelenergie aus Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung, der dem Verhalten der BKV in ihrer Gesamtheit zuzurechnen ist, von den ÜNB zu bestimmen und abzurechnen ist. Nach der bisherigen Systematik wurde der regelzonenübergreifende, einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis (reBAP) grds. im Viertelstunden-Zeitraster ermittelt und abgerechnet. In jeder Viertelstunde wird die Summe der gesamten in Deutschland für den Bezug oder die Abgabe von Regelenergie (aus Sekundärregelleistung und Minutenreserve)316 zum Ausgleich aller vier Regelzonen des deutschen Netzregelverbundes (NRV) aufgewendeten Geldmenge (Saldo aus Kosten – Erlöse) durch den Saldo dieser Regelenergiemenge, den NRV-Saldo, dividiert. Der NRV- Saldo wird aus der eingesetzten positiven abzüglich der eingesetzten negativen Regelenergie gebildet. Somit berechnet sich der reBAP im Allgemeinen aus den in den vier Regelzonen anfallenden Regelarbeitskosten und der dazugehörigen anfallenden Regelarbeitsmengen je Viertelstunde. 314 Vgl. dazu unten Abschnitt 3.6 (Versorgungssicherheit). 315 Auch dies ist ein Anwendungsfall des Coase–Theorems, vgl. Fn. 247. 316 Soweit nicht anders gekennzeichnet wird hier und im Folgenden unter dem Begriff Regelenergie die Sekundärregelleistung und Minutenreserve verstanden. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 126 Linden/Sänger [ ] [ ] NRV NRV NRV Kosten Erlöse EUR AEP Saldo MWh − = ∑ ∑ Abb. 29: Berechnungsformel reBAP Um die BKV noch stärker dazu anzuhalten, ihren Bilanzkreis viertelstündlich ausgeglichen zu halten, sollen nach dem StrommarktG künftig auch die Kosten, die den ÜNB im Zusammenhang mit der Vorhaltung von Regelenergie (aus Sekundärregelleistung und Minutenreserve)317 entstehen, stärker verursachungsgerecht den jeweiligen BKV im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung zugeordnet werden. Der BKV hat gem. § 8 Abs. 2 Satz 2 StromNZV die Pflicht, für eine ausgeglichene Bilanz zwischen Einspeisungen und Entnahmen in einem Bilanzkreis in jeder Viertelstunde zu sorgen und als Schnittstelle zwischen Netznutzern und ÜNB die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen eines Bilanzkreises zu übernehmen. Unter Berücksichtigung der Prognosen für Erzeugung und Verbrauch des entsprechenden Bilanzkreises, muss der BKV einen Fahrplan nominieren, bei welchem die Summe der Einspeisungen der Summe der Ausspeisungen entspricht. Für den Fall, dass diese Summen zum Lieferzeitpunkt nicht übereinstimmen, wird die Differenzmenge über den reBAP abgerechnet. Die mit der Vorhaltung von Regelenergie (insb. aus Sekundärregel- und Minutenreserve) verbundenen Kosten werden bis dato über die Netzentgelte von den Netznutzern der Übertragungsnetze getragen und im Ergebnis auf alle Stromverbraucher umgelegt318. Zukünftig sollen diese Kosten jedoch zumindest teilweise über den reBAP Berücksichtigung finden und damit direkt gegenüber dem BKV zur Abrechnung gebracht werden319. 317 Am Markt für Regelenergie werden in der Sekundärregelleistung und Minutenreserve die reine Vorhaltung von Leistung mit einem Leistungspreis und der tatsächliche Abruf dieser Leistung ergänzend mit einem Arbeitspreis vergütet. Die Höhe der jeweiligen Leistungs- und Arbeitspreise und damit auch die Grundlage der entstehenden Kosten der ÜNB werden im Zuge wöchentlicher Ausschreibungen ermittelt. 318 Nach § 8 Abs. 1 Satz 1 StromNZV haben die ÜNB die Kosten für Primärregelleistung und -arbeit, für die Vorhaltung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung sowie weiterer beschaffter und eingesetzter Regelenergieprodukte als eigenständige Systemdienstleistungen den Nutzern der Übertragungsnetze in Rechnung stellen. 319 In diesem Zusammenhang wurde die Regelung des § 8 Abs. 1 Satz 1 StromNZV im Zuge des Strommarktgesetzes um die Möglichkeit ergänzt, dass die BNetzA festlegen kann, die Kosten für denjenigen Teil der Vorhaltung von Regelenergie aus Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung, der durch das Verhalten der Bilanzkreisverantwortlichen in ihrer Gesamtheit verursacht wird, über die Ausgleichsenergie abzurechnen. Marktintegration erneuerbarer Energien Abschnitt 3.3 Linden/Sänger 127 Da zudem geplant ist, über die Regelleistungskosten auch die Kapazitätsreserve320 zu finanzieren, kommen auf die BKV tendenziell höhere, aber auch stärker schwankende reBAP zu. Die Berechnung des reBAP erfolgt bislang durch Umlage der Nettokosten für die Regelenergie auf die Nettomenge der Regelenergie, berechnet als Differenz zwischen positiver und negativer Regelenergie. Bei einem häufigen Einsatz von positiver und negativer Regelleistung gleichen diese sich nicht selten aus mit der Folge, dass die Nettomenge sehr geringe Werte annehmen kann (sog. „Nulldurchgänge“). Trotz stabilem Netz können so sehr hohe Ausgleichsenergiepreise entstehen. Ein erster Ansatz zur Begrenzung des reBAP in der zweiten Berechnungsstufe aus dem Jahr 2012 zeigte sich als nicht immer effektiv, weshalb eine Begrenzung nun schon im ersten Schritt erfolgen soll. 1. Schritt: Um extreme AEP und resultierende Transaktionen zwischen einzelnen BKV zu vermeiden, wird eine Begrenzung des AEP auf den größten Absolutwert aller Arbeitspreise der aktivierten Einzelverträge für die Minutenreserveleistung (MRL) und die Sekundärregelleistung (SRL) vorgenommen, es wird ein AEP2 bestimmt. 320 Nach § 33 Abs. 1 des Entwurfs der Kapazitätsreserveverordnung (KapResV-E) rechnen die ÜNB Bilanzkreisunterspeisungen und Bilanzkreisüberspeisungen für die Fahrplanviertelstunden, in denen ein Abruf der Kapazitätsreserve nach § 27 KapResV-E erfolgt, im Rahmen der Ausgleichsenergieabrechnung nach § 8 Abs. 2 StromNZV ab. Gem. § 33 Abs. 2 KapResV-E betragen die Preise für Ausgleichsenergie, die nach § 33 Abs. 1 Kap- ResV-E den BKV für Bilanzkreisunterspeisungen in Rechnung gestellt werden, mindestens das Zweifache des im untertägigen Börsenhandel höchsten zulässigen Gebotspreises, wenn (1) der für die Bilanzkreisabrechnung veröffentlichte Saldo des deutschen Netzregelverbundes für die entsprechende Fahrplanviertelstunde größer als die für die ÜNB zu diesem Zeitpunkt insgesamt verfügbare positive Sekundärregelleistung und positive Minutenreserveleistung war und (2) ein Abruf nach § 27 KapResV-E erfolgt ist. 2. Schritt: Im Rahmen der Abstimmung einer Branchenlösung zwischen den ÜNB und den BKV wurde auf Ebene der Branchenverbände ein AEP20 als zusätzlicher Kappungsschritt erarbeitet und von der BNetzA zur Umsetzung freigegeben. Zielstellung der weiteren Begrenzung ist die Vermeidung von hohen Ausgleichsenergiepreisen bei NRV-Salden zwischen −125 MWh (−500 MW) und +125 MWh (+500 MW), die nach dem Berechnungsschritt AEP2 verbleiben. Die Begrenzung erfolgt mit einer linear ansteigenden/abfallenden Funktion in Abhängigkeit des NRV-Saldos. Zur Bestimmung der Begrenzungsfunktion wird der mengengewichtete, durchschnittliche Preis des 1-h Produkts der betreffenden Stunde aus dem Intraday-Handel der EPEX Spot (PID) mit einem Auf-/Abschlag zwischen 100 und 250 EUR/MWh versehen. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 128 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger Das Aufkommen von extremen Ausgleichsenergiepreisen bei eigentlich stabilem Netz soll so vermieden werden. BKV sind angehalten, Abweichungen von ihren Prognosen durch Handel am Intraday-Markt viertelstundenscharf auszugleichen. Aktuell wird der stündliche, mengengewichtete Intraday-Preis als Referenz herangezogen, wodurch Händler theoretisch die Möglichkeit haben, für einzelne Viertelstunden wirtschaftliche Vorteile mit der Nutzung von Regelenergie zu erzielen. Um dies künftig zu verhindern, soll über die Kopplung des reBAP an den viertelstündlichen Intraday-Preis (an Stelle des stündlichen Preises) sichergestellt werden, dass die Kosten für die Inanspruchnahme von Regelenergie höher sind als der vorzeitige Ausgleich der Differenzmengen am Intraday-Markt. Die Nutzung von viertelstündlichen, mengengewichteten Intraday- Preisen als Referenz wird ermöglicht durch die stark gestiegene Liquidität im Intraday-Viertelstunden-Handel. 3.4 Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität 3.4.1 Reicht der Energy-only-Markt aus? Die Flexibilisierung des Energiesystems ist eine mittel- bis langfristige Folge der Marktintegration erneuerbarer Energien. Das Stromsystem ist historisch darauf angelegt, dass sich die Erzeugung der Nachfrage anpasst, klassischerweise geprägt durch die Unterscheidung in Grund- und Spitzenlast. Diese Unterscheidung ist mit dem starken Anfall erneuerbarer Energien mittlerweile weitgehend hinfällig geworden, da der Zustrom von Wind- und Sonnenenergie nicht bedarfs- sondern dargebotsabhängig erfolgt. Insofern muss es in Zukunft darum gehen, zunehmend auch auf der Nachfrageseite Anreize zu setzen, das Energiesystem flexibel zu gestalten321: Last hat in dieser Sicht den gleichen Wert wie Kapazität. Derzeit ist die Flexibilisierung des Stromsystems noch in den Anfängen und v.a. auf der Angebotsseite ausgeprägt. Die Stromerzeuger haben in den letzten Jahren viele Bemühungen in den flexibleren Einsatz ihrer Kraftwerksparks gesetzt. Paradoxerweise hat die Energiewende in Deutschland und den umliegenden Ländern v.a. Kohlekraftwerke begünstigt, während die wesentlich flexibleren Gaskraftwerke aufgrund der Preissituation bei CO2 und Kohle versus Gas praktisch nicht zum Einsatz kamen. Auf der Nachfrageseite ist die Flexibilisierung ein noch größeres Problem. Private Haushalte reagieren bislang kaum auf Preisimpulse, die im Übrigen sehr schwach ausgeprägt sind, da der Endverbraucherpreis für Strom zu ca. 321 Vgl dazu unten Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität Abschnitt 3.4 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 129 drei Vierteln durch Umlagen, Steuern und Abgaben bestimmt wird322. Gewerbetreibende und Industrieunternehmen sehen ihre Sparpotenziale aufgrund von Flexibilisierung oft schon weitgehend ausgeschöpft. Es bedarf noch umfassender Anstrengungen im Verbund von digitalen Angeboten, Maßnahmen der Regulierung, technologischen Innovationen (u.a. im Speicherbereich323) und wirtschaftlichen Anreizen, um die Flexibilisierung auf der Nachfrageseite voran zu bringen324. Hier setzt die Diskussion um „Kapazitätsmechanismen“ an. Wie honoriert das Strommarktdesign Erzeugungskapazitäten – bestehende Leistung, aber auch künftige Investitionen? Wie sehen geeignete „Kapazitätsmechanismen“ aus, für erneuerbare und konventionelle Kapazitäten, aber auch für Speicher und Flexibilitätsoptionen auf der Nachfrageseite? Der Energy-only-Markt vergütet die Lieferung von Energie auf der Grundlage des Preises, der den Grenzkosten des Grenzanbieters am Strommarkt entspricht325, also jenes Kraftwerks, das zu diesem Preis in einer bestimmten Stunde gerade noch seine variablen Kosten deckt. In Deutschland sind das in der Mehrzahl der Stunden typischerweise Steinkohlekraftwerke. Anbieter in der Grund- und Mittellast (Kernkraftund Braunkohlekraftwerke) mit niedrigeren variablen Kosten gegenüber dem preissetzenden Kraftwerk erzielen eine zusätzliche Marge, mit der sie ihre Kapitalkosten teilweise oder ganz decken können, Anbieter mit höheren variablen Kosten (vielfach Gaskraftwerke zur Abdeckung von Spitzenlast) fallen in diesem Merit-Order- System häufig aus dem Markt heraus326. Im EOM wird die Vorhaltung und Bereitstellung, insb. auch die Neuinvestition in Kraftwerkskapazität, nicht explizit sondern implizit über die Rente aus der Differenz von Marktpreis und variablen Kosten vergütet. Dies ist bei den erneuerbaren Energien durch die garantierte Einspeisevergütung, den „Feed-in“-Tarif und neuerdings die „Marktprämie“, bewusst anders gestaltet, um zu gewährleisten, dass die Vollkosten ohne Investorenrisiken in Bezug auf die Marktpreise gedeckt werden. Auch im Netzbereich sorgt die Regulierung dafür, dass die Kapitalkosten der Netzinvestitionen durch die Netzentgelte gedeckt werden. Darüber hinaus bestehen zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit Instrumente am Strommarkt,– Regelenergie und Netzreserve, neuerdings nach dem StrommarktG auch Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft –, über die eine Deckung von Kapitalkosten möglich ist327. 322 Vgl. dazu ausführlich unten Abschnitt 2.2.3 (Strompreis einschließlich Umlagen und Steuern). 323 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.3 (Speicher). 324 Siehe dazu unten Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). 325 Vgl. oben Abschnitt 2.3.1.3 (Preisbildung an der Börse). 326 Siehe. dazu den Nachweis in der vorstehenden Fn. 327 Siehe dazu unten Abschnitte 3.6.6 (Netzreserve) und 3.6.7 (Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 130 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger Natürlich ist es einem Akteur am Strommarkt unbenommen, bilaterale Verträge (OTC-Geschäfte) über Kraftwerksleistung mit anderen Marktteilnehmern abzuschließen, die sich gegen Kapazitätsengpässe absichern wollen. Derzeit besteht am deutschen Markt nach herrschender Auffassung aber kein generelles Kapazitätsproblem, da hinreichende Erzeugungskapazitäten technisch verfügbar sind und zudem in Teilen auf Stromimporte aus den Nachbarländern zurückgegriffen werden kann. Allerdings muss berücksichtigt werden, dass auch in Zukunft hinreichend gesicherte Kapazität benötigt wird, Investitionen in Erzeugungskapazitäten einen nicht zu vernachlässigenden Zeitrahmen benötigen und dass daher schon heute die Weichen für morgen gestellt werden müssen. Dazu gibt es zwei Elemente: (i) die Erhaltung von bestehenden Kraftwerken, deren Fixkosten nicht hinreichend gedeckt werden und deswegen von einer Stilllegung bedroht sind, und (ii) Investitionen in neue Kapazität. In Deutschland ist mit dem von über 70 EUR/MWh in 2008 auf unter 30 EUR/MWh in 2016 gesunkenen Großhandelspreis die Rentabilität konventioneller Energieerzeugung deutlich eingeschränkt, sodass in der Folge die Zahl der bei der BNetzA eingehenden Kraftwerks-Stilllegungsanzeigen deutlich gestiegen ist und per Dezember 2016 82 Kraftwerke328 betraf. Hinzu kommt der sukzessive Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022. Insofern ist die „Kapazitätslücke“ ein realistisches Szenario in den nächsten 5 Jahren. Bedarf der Preismechanismus im Strommarkt einer Ergänzung, der die Bereitstellung von Kapazität oder Leistung explizit vergütet? Die Einführung eines Kapazitätsmarktes wird derjenige befürworten, der die Vorhaltung von Stromerzeugungskapazität unter den derzeitigen Marktbedingungen als ein (weitgehend) öffentliches Gut ansieht, da die Bereitstellungskosten hierfür zunächst vom Investor allein zu tragen seien, der Nutzen aus dem Einsatz dieser Reserve in wind- und sonnenarmen Großwetterlagen, d.h. die resultierende Versorgungssicherheit, hingegen allen zu Gute komme. Diese Systemrelevanz, so wird dann zugunsten eines Kapazitätsmarktes argumentiert, sollte demnach auch von allen über das Stromnetz verbundenen Erzeugern und Verbrauchern honoriert bzw. (re-)finanziert werden. Damit Energieerzeugern über den Energy-only-Markt (EOM) die bereitgestellte Kapazität vergütet werden kann, müssen sie in der Lage sein, über ihre jeweiligen Grenzkosten hinaus eine Zusatzmarge zu verdienen. Soweit diese Zusatzmarge über die Marge hinausgeht, die zwischen ihren Grenzkosten und den Grenzkosten des Grenzanbieters liegt, setzt dies zunächst voraus, dass ein solches Mark-up, also ein Preis oberhalb der Grenzkosten, anerkannt wird, was bislang zumindest wettbe- 328 Vgl. die aktuelle Liste der Kraftwerksstilllegungsanzeigen der BNetzA v. 10.11.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2pIoMt0, Aufruf am 04.01.2017. Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität Abschnitt 3.4 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 131 werbsrechtlich umstritten ist329. Zukünftig könnte der Druck auf die Politik wachsen, extreme Preisspitzen zu unterbinden, auch wenn § 1a Abs. 1 StrommarktG feststellt: „Der Preis für Elektrizität bildet sich nach wettbewerblichen Grundsätzen frei am Markt. Die Höhe der Preise für Elektrizität am Großhandelsmarkt wird regulatorisch nicht beschränkt“. Ungeachtet dieser rechtlichen bzw. politischen Problematik ist es unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten fraglich, ob knappheitsbedingte Preisspitzen ausreichen, hinreichende Anreize für Neuinvestitionen zu liefern. Zum einen bewirkt der Ausbau der erneuerbaren Energien eine nachhaltige Absenkung des Preisniveaus am EOM, da deren variable Kosten Null betragen, sodass der durchschnittliche Großhandelspreis und damit die erzielbare Marge immer weiter sinken. In der Folge kommen viele konventionelle Kraftwerke nicht mehr mit genügend Volllaststunden ans Netz, zudem produzieren aufgrund des niedrigen CO2- Preises v.a. Kohlekraftwerke, in Deutschland auch auf Braunkohlebasis, neben den Kernkraftwerken in Europa den konventionellen Strom. Die flexibleren und emissionsärmeren, deshalb im Zeichen der Energiewende erwünschten Gaskraftwerke stehen still330. Diese strukturelle Tendenz zur Absenkung des Preisniveaus trifft v.a. den Terminmarkt, über den etwa zwei Drittel des Stroms zwischen ein und drei Jahren vorab verkauft werden. Kurzfristige, knappheitsbedingte Preisspitzen können nur auf dem deutlich kleineren Day Ahead und Intraday-Markt im vollen Maß abgebildet werden können. Zum anderen kommt am Großhandelsmarkt die Zahlungsbereitschaft der Stromkunden nicht zum Ausdruck; Anbieter und Nachfrager erhalten ganz unterschiedliche Preissignale: Ein typischer Kleinkunde sieht aufgrund der Belastung mit Steuern, Umlagen, etc. einen viel höheren Preis und auch nicht den realen stündlichen Preis. Der hohe Endkundenpreis belegt die Zahlungsbereitschaft der Stromabnehmer, die Stromerzeuger sehen aber nur den erheblich niedrigeren Großhandelspreis und können nicht auf die eigentliche Zahlungsbereitschaft der Stromverbraucher reagieren. In der Konsequenz besteht die Gefahr, dass über den EOM die Anreize für Neuinvestitionen nur gering ausfallen, Investoren sich zurückhalten: Das „Missing- Money-Problem“, d.h. die steigende Irrelevanz des Großhandelsmarktes für Investitionsentscheidungen. 329 Zu den maßgeblichen Grundsätzen vgl. oben Abschnitt 2.4.1 (Kartellrechtliche Preisaufsicht). 330 Vgl. unten Abschnitt 3.5.4.2 (Wirtschaftliche Situation der Gaskraftwerke). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 132 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 3.4.2 Arten von Kapazitätsmechanismen In zahlreichen Ländern, z.B. England und Frankreich, zuvor bereits in Russland und in verschiedenen Bundesstaaten der USA, hat die Politik Kapazitätsmechanismen, häufig in der Form von Kapazitätsmärkten, eingeführt. Es liegen also Erfahrungen mit Kapazitätsmärkten vor. Eine Bewertung der verschiedenen Ausgestaltungsformen unter den Aspekten Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit hat bislang nicht zu einer Präferenz für ein bestimmtes Modell geführt, sodass die Einführung eines Kapazitätsmarktes immer vor dem Hintergrund der konkreten Umstände und Zielsetzungen im Einzelfall diskutiert werden muss. Insb. die Wirtschaftlichkeit ist eine kritische Fragestellung: Werden wirklich die richtigen Anreize gesetzt oder nur Mitnahmeeffekte erzeugt? In Großbritannien hat der ÜNB National Grid z.B. Ende 2016 Kapazitäten für den Zeitraum von Oktober 2020 bis September 2021 versteigert und dabei einen eher niedrigen Marktpreis von umgerechnet ca. 22 EUR/KW vergütet331. Bei der Ausgestaltung von Kapazitätsmärkten stellen sich verschiedene Grundsatzfragen. Zum einen ist der Anwendungsbereich festzulegen: Umfasst der Kapazitätsmarkt nur Kraftwerke oder auch Speicher bzw. Demand Side Management, insb. Energieeffizienzmaßnahmen, Lastmanagement und die dezentrale Erzeugung bei Spitzenlast? Werden alle bestehenden und neuen Kapazitäten einbezogen (umfassender Kapazitätsmarkt) oder wird die Auswahl nach gewissen Kriterien beschränkt (z.B. nur Neubauten, möglichst geringe CO2-Belastung, Geografie)332? Zum anderen ist festzulegen, ob ein Regulator Mengen- und Preisvorgaben macht oder ob der Kapazitätsmarkt wettbewerblich ausgestaltet wird. Im Falle regulatorisch festgelegter Kapazitätszahlungen bestimmt ein Regulator die erforderliche Menge an Kapazität und entwickelt die Entgeltstruktur, um die Refinanzierung sicherzustellen. Das Risiko liegt hierbei darin, die richtige Höhe von Menge und Preis zu ermitteln, da der Markt als Informationsinstrument nicht genutzt wird. In der Folge können Kapazitätsentgelte überhöht oder Marktanreize zu gering sein, wenn die Refinanzierungskosten nicht attraktiv genug sind für die Investoren. Demgegen- über nutzen wettbewerblich organisierte Kapazitätsmärkte den Marktmechanismus, indem sie die erforderliche Kapazität und/oder die Entgelte über Auktionen oder vergleichbare Instrumente bestimmen. Die Energieversorger sind verpflichtet, eine bestimmte Kapazität als Gegenleistung für das Entgelt vorzuhalten, die entsprechende Kapazität ist als Produkt an einem Markt verfügbar. 331 Vgl. Sichere Prämien für sichere Stromversorgung“, FAZ v. 24.12.2016, S. 23. 332 Vgl. Oliver Tietjen, Kapazitätsmärkte, Bonn/Berlin 2012, S. 15 ff., abrufbar unter: https://germanwatch.org/de/download/3564.pdf, Aufruf am 10.03.2017. Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität Abschnitt 3.4 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 133 Aufgrund ihrer Sektor-Untersuchung mahnt die EU-Kommission zur Vorsicht bei der Einrichtung von Kapazitätsmärkten und fordert, dass Kapazitätsmechanismen einen ökonomischen Bedarf an erforderlicher Erzeugungskapazität aus Gründen der Versorgungssicherheit reflektieren müssen. Sie sollen problemadäquat und i.d.R. auf langfristige Entscheidungen über den Zubau an Kapazität gerichtet sein, den Preis für Kapazitäten im Wettbewerb, z.B. durch Ausschreibungen, bestimmen und nicht nur nationalen Energieversorgern zur Verfügung stehen, sondern über die Grenzen hinweg auch ausländischen Anbietern333, nur Kraftwerke mit einem Emissionsfaktor unter 550g/kWh CO2 unterstützen334. Ein in Deutschland intensiv diskutiertes Modell ist der Vorschlag des „Dezentralen Leistungsmarktes“ des BDEW335. Das Modell setzt den Bedarf der Stromkunden nach gesicherter Leistung in dem Mittelpunkt. Nachfrage für ein Produkt „gesicherte Leistung“ entsteht, wenn der EOM den Bedarf an „gesicherter Leistung“ nicht in ausreichendem Maße bereitstellt. Der Vorschlag spaltet die Dienstleistung des Stromversorgers in zwei getrennte Leistungen auf: Die Lieferung elektrischer Arbeit und die Bereitstellung von gesicherter Leistung. Demgemäß soll ein dezentraler Leistungsmarkt den Großhandelsmarkt ergänzen, auf dem der Kunde (bzw. die Vertriebe) zusätzlich zu der elektrischen Arbeit (kWh) sog. Versorgungssicherheitsnachweise (KW) erwerben kann, die letztlich eine Versicherung gegen Systemknappheit darstellen, und zwar bis zu der mit VSN abgesicherten Leistung. Der Emittent der VSN muss bei Systemknappheit lieferfähig sein, sich also mit ausreichender Leistung eindecken und in Versorgungssicherheit investieren, um Strafzahlungen zu vermeiden. Die insgesamt notwendige Kapazität wird in diesem Modell letztlich dezentral bestimmt, nicht durch einen „Regulator“. Der Höhe der Pönalisierung kommt hierbei zentrale Bedeutung zu336. Die BReg hat sich im StrommarktG 2016 gleichwohl für eine Weiterentwicklung des EOM zum Strommarkt 2.0 entschieden und der Einführung des Kapazitätsmarktes eine Absage erteilt. Nach Ansicht des BMWi ermöglicht der weiterentwickelte 333 Vgl. European Commission – Factsheet, State Aid: Sector Inquiry gives Guidance on capacity mechanisms – frequently asked questions, abrufbar unter: http://bit.ly/2qz6EzQ. 334 Vgl. Art. 23(4) Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on the internal market for electricity, abrufbar unter: http://bit.ly/2oY1yQj, Aufruf am 14.03.2017. 335 Vgl. BDEW, Positionspapier „Ausgestaltung eines dezentralen Leistungsmarktes“, Berlin, 2014. 336 Vgl. ebenda, S. 21. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 134 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger Strommarkt den Betreibern von Erzeugungsanlagen die Refinanzierung ihrer Kapazitäten337. Der Strommarkt 2.0 sei kostengünstiger, weil weniger subventionsanfällig als ein Stromversorgungssystem mit zusätzlichem Kapazitätsmarkt338 und schaffe über die Marktpreissignale im Verbund mit flankierenden Instrumenten Anreize für neue Geschäftsfelder. Demgegenüber erschwerten Kapazitätsmärkte die Transformation des Stromsystems und verzerrten die Marktpreissignale, außerdem behinderten sie Anreize zur Flexibilisierung auf der Angebots- und auf der Nachfrageseite339. Auch wird darauf verwiesen, dass ein funktionierender europäischer Strommarkt mit ausreichenden grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten langfristig einen Kapazitätsmechanismus überflüssig mache. Insgesamt sei ein derartiger Markteingriff nicht zu empfehlen, solange nicht sichtbar sei, dass der bestehende Markt mit weniger starken Eingriffen funktionstüchtig erhalten werden kann. Auch vor dem Hintergrund der derzeitigen Marktsituation hat die BReg das Instrument der strategischen Reserve aufgegriffen. Für diese Art des Kapazitätsmechanismus werden ausgewählte, meist ältere oder stilllegungsbedrohte Kraftwerke von einer zentralen Stelle kontrahiert und kommen bei Versorgungsengpässen gegen eine fixe Vergütung zum Zug. Unter bestimmten Voraussetzungen können die Stromnetzbetreiber auch selbst eigene Kraftwerke errichten. Die Kosten würden über die Netzentgelte an die Kunden weitergegeben. 3.4.3 Investitionsanreize durch konsistente Preissignale Die Diskussion um EOM und Kapazitätsmarkt fokussiert auf die Angebotsseite am Strommarkt, und hier auch nur auf einen Teil. Denn Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungsleistung aus Anlagen für erneuerbare Energien werden Marktpreissignalen praktisch entzogen, da trotz der „Marktprämie“ die Vergütung fixiert wird, wenn auch neuerdings auf der Basis von Ausschreibungen340. Damit tragen die Investoren im Vergleich zu den Kunden nur geringe Marktpreisrisiken. Zugleich steigt die Zahl dieser Anlagen entsprechend der politischen Zielsetzung entlang des Ausbaupfades. Folge ist eine weiter steigende Kapitalintensität des Stromsektors bei 337 BMWi Weißbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“, S. 34. 338 BMWi Weißbuch, a.a.O., S. 44. Einzelne Schätzungen über die Höhe der notwendigen Zahlungen für Reservekapazitäten belaufen sich auf 6 Mrd. EUR im Jahr; vgl. http://bit.ly/2pIhllM. 339 BMWi Weißbuch, a.a.O., S. 48. 340 Vgl. oben Abschnitt 3.3.1 (Heranführung an den Markt). Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität Abschnitt 3.4 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 135 sinkender Gesamtauslastung aller Anlagen, da die Stromerzeugung nicht oder nur geringfügig wächst, und einer strukturellen Tendenz zur Absenkung des Preisniveaus im EOM, da die durchschnittlichen Grenzkosten der Produktion fallen. Die Schere zwischen Marktpreissignal am EOM (tendenziell fallend) und zu deckenden Kapitalkosten je erzeugter Einheit Strom (tendenziell steigend) öffnet sich in Abhängigkeit vom Ausbau der erneuerbaren Energien. Ein solches Preissystem kann das Energiesystem der Zukunft nicht (re)finanzieren – weder den Neubau von erneuerbaren Erzeugungsanlagen (nach Ende des Subventionssystems), noch den erforderlichen Back-Up aus konventionellen Kapazitäten oder Speichern341. Die Entscheidung über die Erzeugung einer zusätzlichen Arbeitseinheit (kWh) Strom ist betriebswirtschaftlich von der Entscheidung, eine zusätzliche Leistungseinheit (kW) an konventioneller Erzeugungskapazität (oder Flexibilität) zu errichten, zu trennen. Vor dem Hintergrund der beschriebenen Schere zwischen Preis- und Kapitalkostenentwicklung ist es nur eine Frage der Zeit, bis sich für beide Entscheidungen adäquate Preissignale entwickeln. Bedarf es hierzu eines staatlichen Eingriffs? Ein Markt entsteht in einer privatautonomen Gesellschaft durch das Zusammentreffen von Bedarf und Angebot. Aufgabe des Staates ist es grundsätzlich nicht, eine der Marktseiten direkt zu beeinflussen, sondern geeignete Rahmenbedingungen für das Marktgeschehen zu setzen und fairen Wettbewerb zu ermöglichen. Allerdings nimmt der Staat im Stromsektor massiven Einfluss auf die Preisbildung, die Strompreise reflektieren aufgrund von Umlagen, Steuern und Abgaben nicht die Zahlungsbereitschaft der Nachfrage. Zwar ist in einer Marktwirtschaft Wettbewerb das „Entdeckungsverfahren“, um Wissen und Tatsachen zutage zu fördern, „die ohne sein Bestehen entweder unbekannt bleiben oder doch zumindest nicht genutzt werden würden“. Bei in hohem Maße staatlich gelenkten Preisen kann Marktwirtschaft aber nicht die „spontane Ordnung“ schaffen, die die Summe der Einzelinteressen der am Marktprozess Beteiligten widerspiegelt. Am Strommarkt dominiert bis heute das Konzept staatlicher Lenkung, basierend auf einer „höheren“ gesamtpolitischen Zielsetzung342. Vor diesem Hintergrund gibt es zwei Wege: (i) Den Ruf nach dem Staat aufgrund der „Einsicht“, der Marktprozess erkenne und honoriere ein behauptetes Defizit an 341 Vgl. Graham Weale, Discussion Paper – The inherent problems of the power market and the solution of a market design to optimize the supply system, Bochum 2017. 342 Vgl. F.A. von Hayek, Der Wettbewerb als Entdeckungsverfahren, in: Internationales Institut ,,Österreichische Schule der Nationalökonomie'' (Hrsg.): Die Österreichische Schule der Nationalökonomie. Texte – Band II von Hayek bis White, Wien 1968, S. 119 bis 137, S. 119, zum folgenden S. 124 f. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 136 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger Leistung nicht, weshalb deren Zurverfügungstellung staatlich gelenkt werden müsse. Die Energiewirtschaft ist voll von Beispielen für direkte staatliche Eingriffe, etwa in den Erzeugungsmix. Und (ii) die alternative Sicht, der Marktprozess sollte zu aussagefähigen Preissignalen führen, die bei sich abzeichnenden Kapazitätslücken Anreize schaffen, in Leistung zu investieren. Für den Ausbaupfad der erneuerbaren Energien ist die staatliche Willensbildung heute noch notwendig. Damit sich im Wettbewerb mittelfristig marktbasierte und konsistente Preissignale entlang der Wertschöpfungskette herausbilden, die die Bereitstellung von Leistung/Kapazität anreizen, sollten die vorhandenen Regularien so umgebaut werden, dass 1. die Preisstruktur für die Kunden die Kostenstruktur für die Erzeuger widerspiegelt, sodass Stromerzeuger, Netzbetreiber und Kunden konsistente Preissignale und damit die gleichen Investitionsanreize bekommen. Ein Energiesystem, dass zunehmend Flexibilität in den Vordergrund stellt, muss neben der Angebotsauch die Nachfrageseite auf gleicher Basis einbeziehen. 2. Investitionen zum Zuge kommen, die aus Systemsicht hinsichtlich der Technologie und des Standortes – ob erneuerbar oder gesichert – am besten geeignet sind. Nachfrageseitige Investitionen sind hierbei von gleicher Relevanz. 3. eine faire Verteilung der Kosten und Risiken zwischen Strombetreibern und Kunden entsteht, d.h. anders als heute v.a. bei den erneuerbaren Energien die Erzeuger stärker an den Risiken beteiligt werden. Dies bedeutet, über die Allokation der zahlreichen Sonderregelungen, Abgaben und Umlagen, die die Preissignale verzerren, neu nachzudenken. Diese Diskussion hat bereits eingesetzt: Derzeit wird von der Regierung eine Deckelung für den „staatlichen“ Anteil des Kundenpreises erwogen. Ein auf diesen Grundsätzen aufbauendes Preissystem würde für Investoren wie Kunden zwei Preiselemente enthalten: 1. ein Preis(element) für Erzeugungseinheiten. Ausgangspunkt ist, dass die Regierung/ein Regulator festlegt, wie viel an erneuerbarer Leistung jährlich benötigt wird ist und hierfür Ausschreibungsprozesse organisiert. Auf dieser Grundlage wird ebenfalls über Ausschreibungen ermittelt, wie viel gesicherte Leistung zusätzlich erforderlich ist, wobei Speicherkapazitäten und auch Maßnahmen der Nachfrageflexibilität berücksichtigt werden. Es ist zu diskutieren, wie die Festlegung der Menge an gesicherter Leistung erfolgt, ob dezentral oder über einen Regulator, um der Gefahr einer ineffizienten Überabsicherung zu begegnen. Auch erforderliche Netzinvestitionen könnten einbezogen werden. Die Summe aller dieser Investitionen (bei im bisherigen Modell finanzierten erneuerbaren Energien: die Differenzkosten; nach Auslauf des Modells: deren Gesamtkosten) Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität Abschnitt 3.4 Schwieters/Breisig/Sinagowitz/Sänger 137 bildet einen Topf, der insgesamt der Vergütung entspricht, die Investoren in erneuerbare wie in gesicherte Leistung/Netze für die Kapitalkosten der errichteten und bereitgestellten Infrastruktur erhalten (EUR/MW/Jahr). Dies weicht von der heutigen Regelung bei den erneuerbaren Energien ab, die bislang für die erzeugte Einheit Energie (EUR/MWh) vergütet werden. Auf der Kundenseite spiegelt sich diese Leistungsvergütung für die Investoren in einem Leistungspreis wider. Dieser sollte heute in Abhängigkeit von der Netzanschlussleistung des Kunden festgelegt werden, sich mittelfristig aber an der von ihm nachgefragten Spitzenlast orientieren. Dabei sollte eine „Gleichzeitigkeitskomponente“ eingebaut werden, um Anreize zu setzen, das System nicht über seine Spitzenlast hinaus auszunutzen (system coincident peak). Letzteres setzt entsprechende Messvorrichtungen und Datenerfassung voraus. 2. ein Preis(element) für die Lieferung von Energie, wie bisher ermittelt am Großhandelsmarkt auf der Grundlage der variablen Kosten der Energieerzeugung. Im Unterschied zum derzeitigen Strommarkt sollte dieser Preis weitestgehend unverfälscht als Arbeitspreis beim Kunden ankommen. Dies bedingt einen Umbau des Systems an Steuern und Umlagen343, das zurzeit den Strompreis für den Endkunden deutlich belastet. Zudem sollte der Kunde auf Grundlage von Smart Metering Preisschwankungen unmittelbar spüren (es sei denn, ein Dienstleister oder ein intelligentes Gerät glätten diese Schwankungen). 343 Vgl. dazu unten Abschnitt 2.2.3.1 (Welche Umlagen und Steuern werden erhoben?). Ein solches zweistufiges Vergütungs- und Preissystem ermöglicht den Wettbewerb um die Bereitstellung von gesicherter Leistung und Flexibilität zu den günstigsten Gestehungskosten und schafft Anreize, Anlagen dort zu errichten, wo sie aufgrund der Erzeugungsbedingungen oder des vorhandenen Bedarfs die besten Laufzeiten erzielen. Investoren hätten den Anreiz, die Art von Erzeugung und den Standort so auszuwählen, dass sie über die Teilnahme an dem mengenbasierten Energiemarkt (MWh) Erlöse zur Deckung der variablen Kosten realisieren. Zusätzlich kann die Erwartung auf Zusatzerlöse den Leistungspreis mindern, da die Investoren sie im Rahmen der Kapazitätsausschreibungen antizipieren und bei ihren Geboten berücksichtigen. Mit einem durch Arbeits- und Leistungspreise ausdifferenzierten Preissystem würde eine Diskussion über die Einführung unterschiedlicher Preiszonen in Nord- und Süddeutschland unter anderen Vorzeichen geführt. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 138 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Unberührt bleibt, dass der unbefriedigend empfundene Ausbauzustand der Übertragungsnetze, der in diesem Zusammenhang von der EU-Kommission thematisiert wird344, vorrangig angegangen werden sollte. Das zweistufige Vergütungssystem bestimmt in der Konsequenz auch den Stromtarif für die Kunden. Diese erhalten über den Leistungspreis Anreize, ihren Leistungsbedarf bzw. mittelfristig die Netzanschlussleistung durch Maßnahmen zur Erhöhung von Energieeffizienz und Flexibilität (z.B. Demand Side Management345) zu reduzieren. Beim Leistungspreis sollte eine Gleichzeitigkeitskomponente einbezogen sein, die berücksichtigt, ob ein Verbraucher seine Spitzenlast zu den Spitzenlastzeiten im Netz abruft oder zu anderen Zeiten. Zugleich regt der fluktuierende Arbeitspreis dazu an, den Stromverbrauch kurzfristig in Zeiten zu verlagern, in denen das Stromnetz weniger stark ausgelastet ist. Voraussetzungen hierfür sind Smart Meter und eine intelligente, IT-basierte Steuerung des Gesamtsystems bzw. des individuellen Stromverbrauchs, unterstützt durch neue Dienstleistungen. Unterschiedliche Tarifmodelle sind denkbar, wie sie sich auch in der Telekommunikation von gesprächsbezogener zur leistungsbezogener Abrechnung entwickelt haben. Für Haushalte mit geringem Verbrauch kann eine reine Arbeitspreisabrechnung angeboten werden. Ein auf Angebots- und Nachfrageseite die Kosten reflektierendes Preissystem setzt Anreize, dass jede verfügbare kWh die beste Verwendung findet. Bei strukturell durch den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien sinkenden variablen Erzeugungskosten und damit sinkenden Arbeitspreisen wird es zugleich zunehmend attraktiv, Strom in anderen Sektoren, z.B. im Bereich der Wärme und des Verkehrs, zu nutzen und bisherige Energieträger (Öl, Gas) zu ersetzen. 3.5 Kraftwerksmix für die Energiewende 3.5.1 Veränderung des Kraftwerksparks Auf dem Weg der Energiewende bis zu ihrer Vollendung wird sich die Zusammensetzung des Kraftwerksparks in Deutschland weiter verändern. Eine Momentaufnahme der Struktur installierter Erzeugungskapazitäten zum Ende des Jahres 2015 ergibt folgendes Bild: Deutlich zu erkennen sind die in den vier Hauptregionen Nord-, Ost-, Süd- und Westdeutschland unterschiedlich stark vertretenen Erzeugungstechnologien (unterteilt nach Energieträgern). 344 Vgl. „EU-Kommission will deutschen Strommarkt aufspalten“, abrufbar unter: http://bit.ly/2qFsSPQ; kritisch hierzu: Sondergutachten 71 der Monopolkommission, Energie 2015: Ein wettbewerbliches Marktdesign für die Energiewende, 2015, S. 106 ff. 345 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.5 (Lastmanagement – Demand Side Management). Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 139 Abb. 30: Verteilung der Erzeugungskapazitäten (prozentual je Energieträger) nach den vier Hauptregionen in Deutschland (Stand: 31.12.2015), Quelle: BNetzA (2016), Grafik: PwC Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 140 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander MWel. installiert je Energieträger Nord Ost Süd West Summe K on ve nt io ne ll Steinkohle 6.293 1.291 6.372 14.331 28.287 Braunkohle 352 10.050 – 10.654 21.056 Erdgas und Mineralöl 5.181 5.079 7.210 12.156 29.626 Kernenergie 4.106 – 6.694 – 10.800 Wasserkraft 71 278 1.019 242 1.610 Sonstige 1.064 3.224 2.758 3.294 10.340 E rn eu er ba r Wind 17.654 15.835 2.577 8.547 44.612 Solare Strahlung 5.158 9.237 16.426 8.511 39.332 Biomasse 1.764 1.779 2.153 1.149 6.846 Sonstige 46 78 94 360 579 Summe 41.689 46.851 45.303 59.244 193.088 Abb. 31: Verteilung der Erzeugungskapazitäten (absolut) nach Regionen in Deutschland (Stand: 31.12.2015), Quelldaten: BNetzA (2016) Durch den forcierten Ausbau der Windenergienutzung im Norden und Osten Deutschlands erreichen diese Regionen mit jeweils 58 % die im Vergleich der Hauptregionen höchsten Anteile an erneuerbaren Erzeugungskapazitäten. Geprägt von der Photovoltaik (36 %) schließt sich der Süden mit einem erneuerbaren Gesamtanteil von 49 % daran an. Dem deutschen Westen gereicht der dort installierte erneuerbare Erzeugungstechnologiemix, vornehmlich bestehend aus nahezu gleichen Kapazitätsanteilen von WE-Anlagen und PV-Anlagen, bisher lediglich zu einer Quote von 31 %. Demgegenüber entstehen vorwiegend in den Regionen Süd346 und Nord bis 2022 Kapazitätslücken infolge des Ausstiegs aus der Kernkraft. Die Erzeugungsstruktur in der Region West ist stark von der Braun- und Steinkohleverstromung geprägt, über deren Zukunft bereits heute kontrovers debattiert wird, da sie für einen großen Teil der klimaschädlichen Emissionen verantwortlich ist. In der Region Ost gilt 346 Die Region Süd wird bereits heute zu vermehrten Zeiten zum Stromimporteur sobald die dort installierten PV-Anlagen zu wenig Strom erzeugen, um mit ihrem Erzeugungsbeitrag eine Bedarfsdeckung zu erreichen. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 141 Gleiches für die dort angesiedelte Braunkohleverstromung347. Für eine versorgungssichere Zukunft muss insofern in den betroffenen Regionen rechtzeitig für adäquate und in ausreichendem Umfang vorhandene Ersatzerzeugungstechnologien oder alternativ für entsprechend dimensionierte Stromtransportkapazitäten gesorgt werden, um die von ausscheidenden Kraftwerkstechnologien hinterlassenen Kapazitätslücken abfedern zu können. Anhand dieser Beschreibungen allein lässt sich noch kein Urteil über einen (gesunden) Fortschritt der Veränderungen des Kraftwerksparks im Zuge der Energiewende fällen. Unzweifelhaft ist eine hohe Quote erneuerbarer Erzeugungskapazität ein Indiz für eine klimafreundliche Stromerzeugung, indes sollte gleichzeitig hinterfragt werden, inwiefern das Leistungsvermögen eines Kraftwerksparks die nachfrageseitigen Anforderungen, d.h. die Verbraucherbedarfe, zu jeder Zeit und an jedem Ort sicher und effizient bedienen kann. Um ein stetes Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -verbrauch zu gewährleisten, müssen bestimmte Grundvoraussetzungen gegeben sein. Insb. sollte die fluktuierende erneuerbare Erzeugung während ihres Ausbaus durch einen immer ausreichend dimensionierten Anteil an gesicherter Erzeugungsleistung im Kraftwerkspark komplementiert werden, der im Falle von Witterungs- oder Bedarfsschwankungen die notwendige Residuallast entsprechend schnell und ausdauernd erbringen kann. Fallen die Regionen der vermehrten Stromerzeugung und des vermehrten Stromverbrauchs geografisch stärker auseinander, so sind zusätzlich ausreichende Stromtransportkapazitäten zur Aufrechterhaltung des Gleichgewichts aus Erzeugung und Verbrauch vorzuhalten. Ein hoher Strombedarf tritt i.d.R. in Regionen mit dichter Besiedlung und starker Wirtschaftskraft auf. In Deutschland sind diese sog. Lastzentren v.a. im Süden und im Westen angesiedelt. Dies hat i.W. wirtschafts- und handelshistorische und somit auch infrastrukturelle Gründe. Ende des Jahres 2014 lebten 64,2 %348 der Einwohner Deutschlands in diesen beiden Regionen. Rechnerisch ergibt sich eine gesicherte Erzeugungsleistung je Einwohner von 0,81 kW im Süden und lediglich 0,65 kW im Westen. Damit liegen die beiden bevölkerungsstärksten Hauptregionen Deutschlands deutlich hinter dem Norden und Osten (1,70 bzw. 1,36 kW je Einwohner). Die Schaffung eines leistungsfähigen Kraftwerksparks, mit einem i.S.d. beschlossenen Klimaschutzziele ausreichend ökologischen Erzeugungstechnologiemix, stellt ein sehr couragiertes Vorhaben dar. Die „Wachablösung“ großer Teile der konventionellen Erzeugung durch die erneuerbaren Erzeugungstechnologien, d.h. der eigentliche nahtlose Übergang zu einer klimafreundlichen Stromerzeugung selbst, ist die derzeitige Kernherausforderung. Der zu vollführende Systemwechsel muss unter 347 Vgl. hierzu vertiefend Abschnitt 3.5.3 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle?). 348 Destatis – Statistisches Bundesamt online (2015): Bevölkerungszahlen nach Bundesländern. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 142 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander unverminderter Last vorgenommen werden und gleicht daher einer „Operation am wachen Patienten“, dessen Gesundheit von der ausreichenden und unterbrechungsfreien Versorgung mit Strom bis in die äußersten Gliedmaßen abhängt. Bereits heute werden große Mengen Windstrom aus dem Norden und Osten zu den Lastzentren im Süden und Westen transportiert, was die Übertragungsnetze nicht selten an den Rand ihrer Leistungsfähigkeit bringt und „Bypässe“ in Form des zusätzlichen Netzausbaus verlangt. Während der Einzug und die Marktdurchdringung erneuerbarer Erzeugungstechnologien mit Hilfe staatlicher Förderprogramme (und seit 2014 innerhalb fester Kapazitätskorridore) vorangetrieben werden, bringt dies eine Vielzahl von Betreibern konventioneller Großkraftwerke in finanzielle Bedrängnis. Ihre Erzeugungsanlagen können sich zunehmend nicht mehr durch konstant hohe Auslastungen, wie zum Zeitpunkt der jeweiligen Investitionsentscheidung angenommen, amortisieren. Ermöglicht durch die vorrangige Einspeisung und die vergleichsweise niedrigeren Grenzkosten der Erzeugung von erneuerbarem Strom, verdrängen die an den Strombörsen platzierten Gebote aus erneuerbarer Erzeugung i.d.R. diejenigen aus konventioneller Erzeugung (v.a. aus Gasturbinen-, GuD- und Steinkohlekraftwerken). Es kommt durch den Zubau der Erneuerbaren an den Strombörsen zu einer Verschiebung der Merit-Order nach rechts, wodurch zunehmend Kraftwerke mit günstigeren Grenzkosten der Erzeugung den einheitlichen Börsenpreis setzen. Die folgende Abb. zeigt beispielhaft den Merit-Order-Effekt im Vergleich der Zeitpunkte t=0 (Ausgangsszenario mit geringem Anteil erneuerbarer Erzeugungskapazität im Strommarkt) und t=1 (fortgeschrittener Zubau) schematisch. Abb. 32: Merit-Order-Effekt an den Strombörsen durch Zubau erneuerbarer Stromerzeugung (Quelle und Grafik: PwC) Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 143 Ist zum Zeitpunkt t=0 noch das günstigste der dargestellten Gasturbinenkraftwerke preissetzend, so ist es zu t=1 bereits das teuerste der dargestellten Steinkohlekraftwerke. Das vormals angestammte Geschäftsmodell im etablierten, herkömmlichen Kraftwerksgefüge (mit grds. ausreichenden Deckungsbeiträgen für alle konventionellen Erzeugungstechnologien) verändert sich durch den Erneuerbaren- Zubau grundlegend, da der durchschnittliche Börsenstrompreis tendenziell sinkt. Die Wirtschaftlichkeit vieler konventioneller Grundlast-, Mittellast- und auch Spitzenlastkraftwerke wird durch diesen Umstand erschwert – sie werden aber dennoch zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit weiterhin benötigt. Die derzeitige Erlössituation der existenten Kraftwerke variiert stark mit ihrer jeweiligen Erzeugungstechnologie und im Bereich der konventionellen Erzeugung auch erheblich mit dem Wirkungsgrad der Kraftwerke, d.h. mittelbar auch mit dem Alter der Erzeugungsanlagen. Moderne Kraftwerke haben Wirkungsgradvorteile und daher geringere Grenzkosten der Erzeugung, hingegen sehen sich ihre Betreiber gleichzeitig mit anfänglich hohen Abschreibungsraten konfrontiert. Neben verminderten Deckungsbeiträgen verringert sich mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten auch die durch konventionelle Großkraftwerke insgesamt zu erbringende, residuale Stromerzeugungsmenge, d.h. die absolute stromseitige Ausbringungsmenge dieser Erzeugungsanlagen. Gesucht wird derzeit ein Fahrplan für einen (geordneten) Rückzug der klimabelastenden konventionellen Erzeugungsteile unter der Prämisse der wirtschaftlichen Vertretbarkeit für die Stromendkunden und die betroffenen Kraftwerksbetreiber. Kann eine diesbezügliche Lösung nicht realisiert werden, drohen vorzeitige Kraftwerksstilllegungen und der Planungsabbruch ggf. benötigter Neubauprojekte aufseiten der konventionellen, gesicherten Erzeugungsleistung mit potenziell negativen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit. Vordergründig gilt es, die Auswirkungen des Strukturwandels im Stromversorgungssystem der Zukunft mit dem Siegeszug der volatilen Erzeugung durch WE-Anlagen und PV-Anlagen, zu durchdenken und kosteneffiziente sowie gleichzeitig wirkungsvolle Lösungsansätze zu generieren. Die nachfolgende Abb. verdeutlicht die Verdrängung konventioneller Großkraftwerke aus dem Stromversorgungssystem der Zukunft. Es zeigt die anteilige Bedienung eines tagestypischen Lastganges durch die unterschiedlichen Erzeugungstechnologien – heute und in einer Prognose für das Jahr 2050. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 144 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Abb. 33: Das deutsche Stromversorgungssystem im Wandel: 2015 (links) und 2050 (rechts), Quelle und Grafik: PwC Die erneuerbaren Erzeugungstechnologien werden in Zukunft den weitaus überwiegenden Teil der benötigten Strommenge in das deutsche Stromnetz liefern. Ausschlaggebend für die zukünftige Versorgungssicherheit sind speziell die in der obigen Abb. dunkler dargestellten Bereiche unterhalb der Lastgangkurve, die bisher noch nicht durch die erneuerbare Erzeugung gedeckt werden können (Grund- und Mittellastkraftwerke). Für die Erfüllung dieser Aufgabe werden regelbare, d.h. nach heutigem Stand der Technik vornehmlich konventionelle, große Kraftwerke auch weiterhin benötigt. Die Anforderungen an ihre Flexibilität werden zunehmend steigen, da die durch ihren Betrieb wirtschaftlich noch bedienbaren Zeitintervalle der Erzeugung stetig kürzer und in Bezug auf den residual benötigten Leistungsumfang schrumpfen werden. Es werden folglich immer kurzfristiger und häufiger tendenziell kleiner werdende Strommengen nachgefragt, gehandelt und physisch erbracht werden müssen, um die Stromnachfrage mit dem Stromangebot harmonisieren zu können. Energetisch aufwendige und zeitintensive Anfahrprozesse sowie verminderte Wirkungsgrade im Teillastbetrieb könnten die notwendige Flexibilität von konventionellen Großkraftwerken künftig noch fordern und sie zu häufigerem Stillstand zwingen, d.h. ihre wirtschaftliche Lage weiter verschärfen. Neben der ökonomischen Krise, in der sich viele konventionelle Großkraftwerke bereits heute befinden, könnte ihre Existenz zusätzlich durch energiepolitische Entscheidungen der Gesetzgebung beeinflusst werden. Es muss angenommen werden, dass die Politik dabei v.a. i.S.d. Erreichung festgeschriebener Klimaschutzziele Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schwieters/Steffens 145 agieren und/oder sich den (teilweise) vehementen Forderungen der Öffentlichkeit nach Sicherheit und Klimaneutralität in der Stromerzeugung beugen wird. 3.5.2 Ausstieg aus der Kernenergieerzeugung 3.5.2.1 Änderungen des Atomgesetzes Die Entwicklung des rechtlichen und des politischen Rahmens der nuklearen Stromerzeugung in Deutschland war und ist dynamisch. Die ursprüngliche Zwecksetzung des AtG einer „Förderung, Erforschung, Entwicklung und Nutzung der Kernenergie zu friedlichen Zwecken“ ist im Jahr 2002 der Zielsetzung gewichen, „die Nutzung der Kernenergie zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität geordnet zu beenden (...)"349. Die Verhandlungen der rot-grünen BReg mit den Kernkraftwerksbetreibern über den Ausstieg aus der Kernenergie führten im Juni 2000 zu einer Konsensvereinbarung350 zwischen der Bundesrepublik Deutschland und den Unternehmen. Deren Umsetzung durch das Gesetz zur geordneten Beendigung der Kernenergienutzung zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität vom 22.04.2002351 markierte den Eintritt in den Ausstieg aus der Kernenergie. Das Gesetz führte das Konzept der sog. Reststrommengen als übertragbare Rechte für die Produktion von Strom aus Kernkraftwerken in Deutschland ein, nach deren Verbrauch die Berechtigung zum Leistungsbetrieb eines Kernkraftwerks erlischt. Die Entsorgung radioaktiver Abfälle im Wege der Wiederaufarbeitung endete nach dem ebenfalls neu gefassten § 9a Abs. 1 AtG am 30.06.2005, seitdem ist nur noch die direkte Endlagerung zulässig. Mit dem Ziel, die Zahl der Transporte von radioaktiven Abfällen zu begrenzen, wurden die Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, standortnahe Zwischenlager zu errichten. Die Neuerrichtung und Inbetriebnahme von Kernkraftwerken in Deutschland wurde verboten. Nach der Bundestagswahl am 27.09.2009 kam es mit der neuen schwarz-gelben Regierung unter Bundeskanzlerin Merkel zunächst zu einer geänderten Beurteilung der Kernenergienutzung. Das Energiekonzept der BReg vom 28.09.2010352 bezeichnete die nukleare Stromerzeugung in Deutschland als vorläufig nicht verzichtbare „Brückentechnologie“ auf dem Weg zu einem vollständigen Umstieg auf erneuerba- 349 § 1 Nr. 1 AtG. 350 Vereinbarung zwischen der BReg und den EVU v. 14.06.2000, abrufbar unter: http://bit.ly/2pYEuRH. 351 BGBl. I, S. 1351. 352 Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung, 28.09.2010, abrufbar unter: http://bit.ly/2qzcv8k. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 146 Schwieters/Steffens re Energien, die die Vorteile Versorgungssicherheit, Strompreisstabilität, begrenzte CO2-Emissionen und Unabhängigkeit von Energieimporten vereint. In der Konsequenz behielt das Elfte Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes v. 08.12.2010 zwar das Konzept der begrenzten Restlaufzeit der deutschen Kernkraftwerke bei, verlängerte diese aber durch Erhöhung der Reststrommengen um durchschnittlich zwölf Jahre. Für Kernkraftwerke, die bis einschließlich 1980 in Betrieb genommen worden waren, erhöhten sich die Laufzeiten um rechnerisch acht Jahre, für die seit 1981 in Betrieb genommenen Kernkraftwerke demgegenüber um vierzehn Jahre353. Im Gegenzug führte die BReg mit dem KernbrStG eine Kernbrennstoffsteuer als Verbrauchsteuer ein, die den Einsatz und die Erstbestrahlung von Brennelementen oder Brennstäben in einem Kernreaktor zur gewerblichen Erzeugung von elektrischem Strom ‒ zeitlich befristet auf die Jahre 2011 bis 2016 ‒ mit einem Satz von 145 EUR pro Gramm Kernbrennstoff belastete. Schließlich sah ein zwischen der Bundesrepublik Deutschland, den Kernkraftwerksbetreibergesellschaften und deren Konzernobergesellschaften geschlossener Förderfondsvertrag354 vor, dass die Betreiberunternehmen definierte Teile der erwarteten Mehrerlöse aus der Laufzeitverlängerung in ein Sondervermögen des Bundes zur Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien einzahlen (sog. „Energie- und Klimafonds“). Unter dem Eindruck der Auswirkungen des Tsunamis vom 11.03.2011 auf das Kernkraftwerk Daiichi in Fukushima (Japan) verfügte die BReg sodann am 15.03.2011 die vorläufige Einstellung des Leistungsbetriebs der bis einschließlich 1980 in Betrieb genommenen Kernkraftwerke sowie des Kernkraftwerks Krümmel für zunächst drei Monate (sog. „Moratorium“)355. Außerdem ordnete sie die Überprüfung sicherheitsrelevanter Aspekte der deutschen Kernkraftwerke durch die Reaktor-Sicherheitskommission und eine neu eingerichtete Ethik-Kommission an. Die Kommissionen legten ihre Berichte im Mai 2011 vor356. Das auf den Erkenntnissen der beiden Kommissionsberichte aufbauende dreizehnte Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes vom 31.07.2011357 kassierte die nur wenige Monate zuvor durch die 11. AtG-Novelle gewährten zusätzlichen Reststrommengen 353 BGBl. I S. 1814. 354 Förderfondsvertrag v. 06.09.2010, abrufbar unter: http://bit.ly/2pFJtDX. 355 Zum Stand der Kontroverse um die Rechtmäßigkeit des Moratoriums vgl. etwa Gierke/Paul in Danner/Theobald, Energierecht, Vorbem. AtG Rn. 60 (Stand: Mai 2016) sowie die Darstellung im Abschnitt 3.5.2.4 (Klageverfahren). 356 RSK: Anlagenspezifische Sicherheitsüberprüfung (RSK-SÜ) deutscher Kernkraftwerke unter Berücksichtigung der Ereignisse in Fukushima-I (Japan), abrufbar unter: http://bit.ly/1KapOhO; Ethik-Kommission Sichere Energieversorgung: Deutschlands Energiewende – Ein Gemeinschaftswerk für die Zukunft; Berlin, 30.05.2011, abrufbar unter: http://bit.ly/2qzmD0K. 357 BGBl. I, S. 1704. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schwieters/Steffens 147 und bestimmte den beschleunigten Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland. Die Eckpunkte waren: 1. der unmittelbare Entzug der Berechtigung zum Leistungsbetrieb für die sieben ältesten deutschen Kernkraftwerke und für das Kernkraftwerk Krümmel im Jahr 2011, 2. die Reduzierung der Reststrommengen für die weiterhin produzierenden Kernkraftwerke sowie 3. die Festlegung von Zeitpunkten für die späteste Beendigung des Leistungsbetriebs der verbleibenden Kernkraftwerke. Ende der Berechtigung zum Leistungsbetrieb gem. § 7 Abs. 1a AtG Späteste Abschaltung Kernkraftwerk 31.12.2015 Kernkraftwerk Grafenrheinfeld 31.12.2017 Kernkraftwerk Gundremmingen B 31.12.2019 Kernkraftwerk Philippsburg 2 31.12.2021 Kernkraftwerke Grohnde, Gundremmingen C und Brokdorf 31.12.2022 Kernkraftwerke Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 Abb. 34: Ende der Berechtigung zum Leistungsbetrieb gem. § 7 Abs. 1a AtG 3.5.2.2 Verfahren bei Stilllegung, Rückbau und Endlagerung Nach dem Ende des Leistungsbetriebs werden die Brennelemente aus einem Kernkraftwerk in der Nachbetriebsphase entfernt. Nicht mehr benötigte Systeme werden abgeschaltet und dekontaminiert. Die Stilllegungs- und Abbaugenehmigung beendet die Nachbetriebsphase. Den rechtlichen Rahmen für die Stilllegung und den Rückbau von Kernkraftwerken in Deutschland bilden hauptsächlich das AtG und das UVPG sowie die AtVfV und die StrlSchV358. Für den Rückbau werden zwei Varianten unterschieden. 1. Mit dem Ziel, das Strahlungsniveau des in der Anlage vorhandenen radioaktiven Inventars durch Abklingen zu reduzieren, werden für die Variante des sicheren Einschlusses Systeme abgeschaltet und entleert; ein Bereich der Anlage (zumeist das Reaktorgebäude mit dem Sicherheitsbehälter) wird über eine gewisse Zeit physisch verschlossen und überwacht. Erst in der sich später anschließenden Ab- 358 Eine Zusammenstellung der rechtlichen und technischen Bestimmungen enthält der Leitfaden zur Stilllegung, zum sicheren Einschluss und zum Abbau von Anlagen oder Anlagenteilen nach § 7 des Atomgesetzes; Bekanntmachung des BMUB v. 23.06.2016; BAnz AT 19.07.2016 B7. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 148 Schwieters/Steffens bauphase wird das Kernkraftwerk demontiert. Die Vorteile für die späteren Abbauarbeiten aus dem sicheren Einschluss über einige Jahrzehnte sind v.a. die geringere Radioaktivität und die Erwartung weiteren technologischen Fortschritts. 2. Bei dem direkten Rückbau schließen sich die Demontage der Bestandteile und die schadlose Verwertung bzw. geordnete Beseitigung der Reststoffe als radioaktive Abfälle unmittelbar an die Nachbetriebsphase an. Dies bietet den Vorteil, dass fachkundiges Personal mit Kenntnissen und Erfahrungen aus dem vorangegangenen (Nach-)Betrieb unmittelbar weiterbeschäftigt werden kann und ein Wissenstransfer auf nachfolgende Generationen nicht geleistet werden muss. Nachdem die Wiederaufarbeitung von radioaktiven Reststoffen aus deutschen Kernkraftwerken seit dem 30.06.2005 nicht mehr zulässig ist359, verbleibt als allein zulässiger Weg der Entsorgung von Brennelementen die geordnete Beseitigung in der direkten Endlagerung (§ 9a Abs. 1 AtG). Die mittel und hoch radioaktiven Reststoffe werden in Transportbehälter verpackt und zunächst in den Zwischenlagern an den Kernkraftwerksstandorten aufbewahrt. Es ist vorgesehen, am Standort des Endlagers für wärmeentwickelnde Abfälle eine industrielle Konditionierungsanlage zu errichten, um die mittel und hoch radioaktiven Reststoffe zu zerlegen und in einen endlagerfähigen Zustand zu verarbeiten, z.B. durch das Einschmelzen in Glaskokillen, und in Endlagerbehälter umzuladen. Die Pilot-Konditionierungsanlage am Standort Gorleben hat die technische Durchführbarkeit der Zerlegung und Verpackung gezeigt, ist indes nicht für die Verarbeitung der erwarteten Abfallmengen dimensioniert und wird derzeit nur zur Reparatur von defekten Behältern genutzt. Für schwach radioaktive Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung ist das vom Bundesamt für Strahlenschutz betriebene Endlager Schacht Konrad in Niedersachsen vorgesehen. Das StandAG360 wurde am 28.06.2013 vom Bundestag und am 05.07.2013 vom Bundesrat verabschiedet. Es regelt ein wissenschaftsbasiertes und transparentes Verfahren zur Suche und Auswahl eines Endlagerstandortes, das bis zum Jahr 2031 abgeschlossen sein soll. Die dazu im Jahr 2014 von der BReg gebildete Kommission „Lagerung hoch radioaktiver Abfallstoffe“361 hat in ihrem Abschlussbericht vom 05.07.2016 Ergebnisse und Empfehlungen vorgelegt362. Sie richtet die Zielsetzung des StandAG, „die bestmögliche Sicherheit für einen Zeitraum von einer Million 359 Bis 1994 hatte die Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente den Vorrang vor der direkten Endlagerung. 360 BGBl. I, S. 2553. 361 § 3 StandAG. 362 Kommission Lagerung hoch radioaktiver Abfallstoffe: Abschlussbericht; Verantwortung für die Zukunft; Ein faires und transparentes Verfahren für die Auswahl eines nationalen Endlagerstandortes; 05.07.2016; K-Drs. 268. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schwieters/Steffens 149 Jahren“ zu erreichen, an technischen, gesellschaftlichen, ethischen, politischen und juristischen Aspekten aus und bevorzugt für die Umsetzung ein unterirdisches Endlagerbergwerk mit einer Rückholbarkeit der einzulagernden Abfälle über einen Zeitraum von 500 Jahren. Nach § 4 Abs. 5 StandAG müssen die von der Kommission empfohlenen Ausschlusskriterien, Mindestanforderungen, Abwägungskriterien und weiteren Entscheidungsgrundlagen vom Deutschen Bundestag als Gesetz beschlossen werden363. Die bergmännische Erkundung des Salzstocks Gorleben als Endlager für die hoch radioaktiven Abfälle wurde mit dem StandAG beendet und der Standort wird „wie jeder andere in Betracht kommende Standort“364 anhand der Auswahlkriterien gemessen. Der Abschlussbericht der Endlagerkommission prägt den Begriff von Deutschland als „weiße Landkarte“365, um die Zielstellung der ergebnisoffenen Standortauswahl zu beschreiben. Das im August 2015 vom BMUB aufgestellte Nationale Entsorgungsprogramm366 nach § 2c AtG geht auf eine europarechtliche Berichtspflicht367 zur Darlegung der Strategie des Mitgliedstaates für eine verantwortungsvolle und sichere Entsorgung bestrahlter Brennelemente und radioaktiver Abfälle zurück. Es steht konzeptionell unter dem Revisionsvorbehalt der Empfehlungen der Endlager-Kommission. Das Programm umfasst Angaben zum Bestand und zur Prognose radioaktiver Abfälle. Danach lagerten zum 31.12.2014 in Deutschland bestrahlte Brennelemente mit einer Schwermetallmasse von 8.379 Mg SM und gem. der Prognose werden insgesamt noch etwa 10.500 Mg SM in Form bestrahlter Brennelemente aus Leistungsreaktoren anfallen, die endgelagert werden müssen368. 3.5.2.3 Finanzierung des Kernenergieausstiegs Die im Oktober 2015 vom Bundeskabinett eingesetzte Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs legte am 25.05.2016 ihren Ab- 363 Nach der Gesetzesbegründung bilden die Empfehlungen der Kommission die technischwissenschaftliche und gesellschaftspolitische Basis, haben aber keine den Deutschen Bundestag bindende Qualität; BT-Drs. 17/13471 v. 14.05.2013, S. 22. 364 § 29 Abs. 1 StandAG. 365 Kommission Lagerung hoch radioaktiver Abfallstoffe: Abschlussbericht, a.a.O., S. 253. 366 BMUB: Programm für eine verantwortungsvolle und sichere Entsorgung bestrahlter Brennelemente und radioaktiver Abfälle (Nationales Entsorgungsprogramm) August 2015, abrufbar unter: http://bit.ly/1UHrXb6. 367 Richtlinie 2011/70/Euratom des Rates v. 19.07.2011 über einen Gemeinschaftsrahmen für die verantwortungsvolle und sichere Entsorgung abgebrannter Brennelemente und radioaktiver Abfälle. 368 Nationales Entsorgungsprogramm, a.a.O., S. 7 f. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 150 Schwieters/Steffens schlussbericht369 vor. Er umfasst eine Analyse der durch die Energiewende und insb. den Atomausstieg geänderten Bedingungen, die Implikationen für die Finanzierungssituation der betroffenen Unternehmen sowie daraus abgeleitete Empfehlungen für die Ausgestaltung der Finanzierung von Stilllegung, Rückbau und Entsorgung der Brennelemente und Anlagen. Die Analyse geht von den derzeit geltenden Regelungen zur Kostenteilung nach dem Verursacherprinzip aus, wonach die Betreiber die Kosten der Stilllegung und des Rückbaus unmittelbar selbst tragen und mit den Kosten der staatlich zu errichtenden und zu betreibenden Endlager (§ 9a Abs. 3 AtG) anteilig je nach der Verursachung des radioaktiven Abfalls (§§ 21a, 21b AtG, § 21 StandAG) zu belasten sind. Als Risikofaktoren identifiziert die Kommission die Prognoseunsicherheit des Finanzbedarfs hinsichtlich Höhe und zeitlichem Verlauf sowie die dauerhafte Fähigkeit der Unternehmen, diesen Verpflichtungen nachzukommen. Die Kommission leitet daraus das Erfordernis ab, die „finanzielle Sicherung der nuklearen Entsorgung vom wirtschaftlichen Schicksal der Betreiber langfristig abzukoppeln“370. Sie empfiehlt zur Erreichung dieses Ziels, die Verpflichtungen der Betreiber zur Kostentragung für die Standortzwischenlager sowie für die Endlager in einen öffentlich-rechtlichen Fonds zu überführen und bewertet den Verpflichtungsbarwert in Höhe der dafür gebildeten Rückstellungen mit 17,2 Mrd. EUR (Preisbasis 31.12.2014). Diesen Betrag erhöht die Kommission um einen Risikozuschlag von rund 35 %. Der Gesetzentwurf zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung371 wurde im Dezember 2016 vom Gesetzgeber verabschiedet372 und wird vorbehaltlich der Prüfung durch den Bundespräsidenten und der EU Kommission voraussichtlich im Jahr 2017 geltendes Recht. Er setzt die Empfehlungen der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs wie folgt um: 1. Die Verantwortung für Stilllegung, Rückbau sowie die Verpackung radioaktiver Abfälle in Transportbehälter verbleibt bei den Kernkraftwerksbetreibern, während der Betrieb der Standortzwischenlager und der Endlager in der Verantwortung des Staates liegt. 369 Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs: Verantwortung und Sicherheit – Ein neuer Entsorgungskonsens; Abschlussbericht der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs; Berlin, 25.05.2016, abrufbar unter: http://bit.ly/2p9aY7R. 370 Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs, a.a.O., S. 16. 371 BT Drs. 18/10469 v. 29.11.2016 und 18/10353 v. 17.11.2016. 372 Der BT hat den Entwurf am 15.12.2016 mit 516 gegen 58 Stimmen (sechs Enthaltungen) angenommen. Der BR hat dem Gesetz am 16.12.2016 zugestimmt. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schwieters/Steffens 151 2. Finanzierung und Risiko von Kostensteigerungen für Stilllegung und Rückbau sowie Verpackung verbleiben bei den Betreibern. 3. Die Finanzierung der Zwischen- und Endlager erfolgt durch einen Entsorgungsfonds in der Rechtsform einer Stiftung des öffentlichen Rechts. 4. Die Kernkraftwerksbetreiber sind verpflichtet, am 01.07.2017 insgesamt 17,389 Mrd. EUR als Grundbetrag in den Entsorgungsfonds einzuzahlen. 5. Es ist grds. eine Nachschusspflicht der Kernkraftwerksbetreiber in das Fondsvermögen für den Fall vorgesehen, dass die eingezahlten Mittel und die Erträge aus der Finanzmittelanlage die Kosten der Zwischen- und Endlagerung nicht vollständig tragen. Jeder Betreiber hat aber die Möglichkeit, sich durch die vollständige Zahlung des auf ihn entfallenden Anteils am Risikoaufschlag von insgesamt 6,167 Mrd. EUR von dieser Nachschusspflicht zu befreien. Ein Unternehmen, das den Kernkraftwerksbetreiber aufgrund einer Mehrheit der Anteile oder der Stimmrechte, als persönlich haftender Gesellschafter oder in sonstigen Fällen beherrscht (§ 2 Nachhaftungsgesetz373), haftet für die öffentlichrechtlichen Zahlungsverpflichtungen des Kernkraftwerksbetreibers aus der Stilllegung, dem Rückbau und der Beseitigung von kerntechnischen Anlagen einschließlich der Einzahlungen in den Entsorgungsfonds. Maßgeblich dafür ist eine Beherrschung, die bis zum 01.06.2016 bestand oder danach entstanden ist. Für die Zahlungsverpflichtungen aus § 8 Abs. 2 EntsorgFondsG374 (Nachschusspflicht eines Kernkraftwerksbetreibers, der bereits den Grundbetrag, aber noch nicht den vollständigen Risikoaufschlag eingezahlt hat) haftet darüber hinaus auch ein Rechtsträger, auf den das Vermögen des herrschenden Unternehmens ganz oder teilweise nach dem 01.06.2016 durch einen Umwandlungsvorgang oder auf sonstige Weise übergeht (§ 3 Abs. 3 und Abs. 4 Nachhaftungsgesetz). 3.5.2.4 Klageverfahren Das BVerfG hat mit Urteil vom 06.12.2016375 die 13. AtG-Novelle für weitgehend verfassungsgemäß erklärt. So hält das BVerfG den Wegfall der durch die Laufzeitverlängerung 2010 zusätzlich gewährten Reststrommengen (11. AtG-Novelle) für in Einklang mit dem GG. 373 Gesetz für Nachhaftung für Abbau- und Entsorgungskosten im Kernenergiebereich – NachhaftungsG v. 27.01.2017, BGBl. I, S. 127 (Art. 8 des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung). 374 Entsorungsfondsgesetz v. 27.01.2017, BGBl. I, S. 114. (Art. 1 des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung). 375 BVerfG v. 06.12.2016, 1 BvR 2821/11; 1 BvR 321/12; 1 BvR 1456/12. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 152 Schmid/Goldberg/Sinagowitz/Neuschwander Bei den nach der 13. AtG-Novelle abzuschaltenden Kernkraftwerken, für die eine konzerninterne Übertragung von Reststrommengen aus der ursprünglichen Zuweisung in 2002 auf weiter laufende Kernkraftwerke nicht möglich war, sieht das Gericht hingegen eine unzumutbare Einschränkung der Nutzungsmöglichkeiten. Das Gericht sieht auch darin einen Verstoß gegen Art. 14 Abs. 1 GG, dass die 13. AtG-Novelle keinen Ausgleich für Investitionen der Betreiber regelt, die im Vertrauen auf den Bestand der Laufzeitverlängerung 2010 getätigt und deren Nutzungswert durch das Gesetz erheblich eingeschränkt wurde. Insofern ist § 7 Abs. 1a Satz 1 AtG nicht mit dem GG vereinbar und der Gesetzgeber bis Ende Juni 2018 aufgefordert, die Regelung neu zu fassen. 3.5.3 Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kohle? 3.5.3.1 Stand der Diskussion Die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle hat in Deutschland quer durch alle Regionen hohe Bedeutung, nicht nur für die Energieversorgung, sondern auch in wirtschaftlicher Hinsicht unter Produktions- und Beschäftigungsaspekten (vgl. oben Abb. 31). Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie rückt die Kohleverstromung in der Merit-Order weiter nach links und bestreitet mit wachsendem Anteil die Stromerzeugung in der Grund- und Mittellast. V.a. Braunkohlekraftwerke sind durch ihre bevorzugte Lage in der Merit-Order gut ausgelastet. Wegen ihrer Kohlendioxidbilanz wird die Kohleverstromung als Energieträger kontrovers diskutiert. Die Ergebnisse zweier aktueller Studien im Zusammenhang mit dem Einfluss der Kohleverstromung auf den Klimaschutz kommen zu der Einschätzung, dass die innerdeutschen Klimaziele nur unter der Prämisse eines zeitnah beginnenden, schrittweisen und spätestens bis zum Jahr 2040 vollständig erfolgten Kohleausstiegs zu erfüllen seien376. Obwohl die Steinkohleverstromung aufgrund ihres vergleichsweise niedrigeren CO2-Emissionsfaktors pro erzeugter Stromeinheit und ihres deutlich geringeren Flächenverbrauchs zur Brennstoffgewinnung Vorteile gegenüber der Stromerzeugung aus Braunkohle hat, formiert sich in der Politik vor dem Hintergrund der Klimaziele auch ihr gegenüber zunehmend eine kritische Haltung, was z.B. bei der Entscheidung zum Wegfall der KWK-Förderung für neue oder modernisierte kohle- 376 Vgl. Agora Energiewende: Elf Eckpunkte für einen Kohlekonsens. Konzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des deutschen Stromsektors (Langfassung); Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin (2016): Sektorkopplung durch die Energiewende – Anforderungen an den Ausbau erneuerbarer Energien zum Erreichen der Pariser Klimaschutzziele unter Berücksichtigung der Sektorkopplung. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schmid/Goldberg/Sinagowitz/Neuschwander 153 befeuerte Kraftwerke zum Ausdruck kam377. Hinzu tritt, dass bis Ende 2018 die letzten Steinkohle-Bergwerke in Deutschland schließen und die hiesige Steinkohleim Gegensatz zur Braunkohleverstromung brennstoffseitig zur Gänze importabhängig wird. Ein mittelfristiger Verzicht auf wesentliche Teile der Stromerzeugung aus Steinkohle scheint gleichwohl unwahrscheinlich, weil insb. die neueren Steinkohlekraftwerke (Zubau seit 2000: rd. 7,7 GWel) in großen Mengen flexible Mittellast bereitstellen können und als Back-Up-Kapazität im Rahmen der Energiewende benötigt werden. Die Diskussion um einen Ausstieg aus der Kohleverstromung konzentriert sich demgemäß v.a. auf die Braunkohle. Die gesamte Brutto-Stromerzeugung in Deutschland auf Basis von Braunkohle belief sich in 2015 auf 155 TWh. Die installierte Bruttoleistung der Braunkohlekraftwerke betrug zum 01.01.2016 insgesamt 22.774 MW378. Installierte Bruttoleistung zum 01.01.2016 Bruttostromerzeugung 2015 MW TWh Nordrhein-Westfalen 11.502 78,4 Brandenburg 4.764 34,6 Sachsen 4.640 32,0 Sachsen-Anhalt 1.229 6,8 Niedersachsen 407 2,4 Berlin 188 0,8 Hessen 40 Bayern 2 Baden-Württemberg 2 Summe 22.774 155,0 Abb. 35: Installierte Bruttoleistung Braunkohlekraftwerke 377 Seit Inkrafttreten des novellierten KWKG zum 01.01.2016. 378 Vgl. DEBRIV „Braunkohle in Deutschland 2015 – Daten und Fakten“, S. 2. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 154 Schmid/Goldberg Die Braunkohleverstromung zeichnete in 2015 für 173,1 Mio. t Kohlendioxid- Emissionen verantwortlich. Die Befürworter der Braunkohle verweisen insb. darauf, dass Braunkohlekraftwerke als zunehmend flexible Grundlastkraftwerke einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten und Braunkohle als einziger heimischer Energieträger in großen Mengen langfristig subventionsfrei zu wettbewerbsfähigen Konditionen bereitgestellt werden kann; Importabhängigkeit und Transportrisiken werden minimiert379. Die Gegner stellen demgegenüber die Emissionen sowie die mit der Braunkohlegewinnung einhergehende Inanspruchnahme der Landschaft in den Vordergrund ihrer Argumentation. Die klimapolitischen Gesichtspunkte waren Teil der Diskussion im Vorfeld des StrommarktG, im Zuge dessen eine „Sicherheitsbereitschaft“ in den deutschen Strommarkt eingeführt wurde. Die Vorgaben zur Sicherheitsbereitschaft (insb. § 13g EnWG) stellen im Ergebnis einen Teilausstieg aus der Braunkohleverstromung dar als Beitrag zur Erreichung der deutschen Klimaziele. Nicht zuletzt aufgrund der mit einem Braunkohleausstieg verbundenen Implikationen auf (regionale) Wirtschaftsstrukturen einschließlich der damit einhergehenden Beschäftigungseffekte380 gibt es – anders als im Bereich der Kernenergie381 – bislang kein Zieldatum für einen vollständigen Braunkohleausstieg. 3.5.3.2 Sicherheitsbereitschaft für Braunkohle Die mit dem StrommarktG in Kraft getretenen Änderungen des EnWG sehen die Einrichtung verschiedener Mechanismen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit vor382, neben der bereits zuvor bestehenden Netzreserve (§ 13d EnWG) und den neu eingeführten Netzstabilitätsanlagen (§ 13k EnWG) eine Kapazitätsreserve, die Engpässe im deutschen Strommarkt abfangen soll. 379 Vgl. u.a. DEBRIV, a.a.O., S. 2. 380 Vgl. hierzu beispielsweise Positionspapiere und Studien wie „Ökonomische Effekte eines deutschen Kohleausstiegs auf den Strommarkt in Deutschland und der EU“ (ewi, 2016), „Beitrag der Kohle zur Transformation der deutschen Stromversorgung“ (DEBRIV, 2016), „Braunkohleausstieg – Gestaltungsoptionen im Rahmen der Energiewende“ (DIW, 2014), „Der Klimaschutzbeitrag des Stromsektors bis 2040. Entwicklungspfade für die deutschen Kohlekraftwerke und deren wirtschaftliche Auswirkungen“ (enervis, 2015). 381 Vgl. oben Abschnitt 3.5.2 (Ausstieg aus der Stromerzeugung aus Kernenergie). 382 Dem Gesetzgebungsverfahren ging eine Beteiligung der betroffenen Betreiber von Braunkohlekraftwerken voraus, die am 02.11.2015 in der Unterzeichnung einer politischen Verständigung zwischen der BReg und den Betreibern resultierte; vgl. Pressemitteilung BMWi v. 04.11.2015 „Gabriel: Das Fundament für den Strommarkt der Zukunft steht“, abrufbar unter: http://bit.ly/2pxLeo5. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schmid/Goldberg 155 Hinzu tritt nunmehr die Sicherheitsbereitschaft von Braunkohlekraftwerken (§ 13g EnWG, auch als „Braunkohlereserve“ oder als „Klimareserve“ bezeichnet). Sie umfasst acht Braunkohlekraftwerksblöcke mit einer installierten Nettonennleistung von 2,7 GW, die zeitlich gestaffelt zunächst vorläufig und nach Ablauf von vier Jahren endgültig stillgelegt werden383. Nach der Gesetzesbegründung sollen durch die Stilllegung der Braunkohleblöcke bis zu 12,5 Mio. t Kohlendioxid im Jahr 2020 eingespart werden. Bei der Auswahl der stillzulegenden Kraftwerksblöcke wurden nach der Gesetzesbegründung neben dem Einsparungseffekt Kriterien wie Kosteneffizienz der Gesamtmaßnahme, regionale Aspekte, Beschäftigungseffekte und die Beteiligung aller Betreiber von Braunkohlekraftwerken berücksichtigt. Name Kraftwerksblock Netto- Nennleistung Datum der Überführung Datum der endgültigen Stilllegung MIBRAG Buschhaus 352 MW 1.10.2016 30.9.2020 RWE Frimmersdorf P 284 MW 1.10.2017 30.9.2021 Frimmersdorf Q 278 MW 1.10.2017 30.9.2021 Niederaußem E 295 MW 1.10.2018 30.9.2022 Niederaußem F 299 MW 1.10.2018 30.9.2022 Neurath C 292 MW 1.10.2019 30.9.2023 Vattenfall* Jänschwalde F 465 MW 1.10.2018 30.9.2022 Jänschwalde E 465 MW 1.10.2019 30.9.2023 Gesamt 2.730 MW * Nach Verkauf der Braunkohlensparte durch Vattenfall an Energetický a průmyslový holding a.s. („EPH“) zum 30.09.2016 umfirmiert in Lausitz Energie Kraftwerke AG, abrufbar unter: http://bit.ly/2p9kSpM Abb. 36: In die Sicherheitsbereitschaft nach § 13g EnWG zu überführende Braunkohlekraftwerksblöcke Die Kraftwerksblöcke werden zu den genannten Daten zwischen dem 01.10.2016 und dem 01.10.2019 vorläufig stillgelegt. Dies bedeutet nach § 13b Abs. 3 Satz 1 EnWG, dass sie nicht mehr anfahrbereit gehalten werden, jedoch wieder betriebsbereit gemacht werden können, um im Bedarfsfall in das Netz einzuspeisen. Für den Zeitraum von (tagesgenau) vier Jahren dürfen die bezeichneten Braunkohleblöcke seitens des Betreibers allerdings auch nicht endgültig stillgelegt werden. Die endgül- 383 § 13g Abs. 1 Satz 1 EnWG. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 156 Schmid/Goldberg tige Stilllegung folgt zwingend und unmittelbar mit Ablauf der Vier-Jahres-Frist zum 01.10. des jeweiligen Jahres, also jeweils zum 30.09. der Jahre 2020 bis 2023. Zum 01.10.2023 wird die Sicherheitsbereitschaft vollständig beendet sein. Betriebskonzept der Sicherheitsbereitschaft Die Anlagen werden mit der vorläufigen Stilllegung vollständig konserviert und gelten damit, sofern die zeitlichen Vorgaben zur Herstellung der Betriebsbereitschaft nach § 13g Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 EnWG eingehalten werden können, weder i.S.v. § 13b Abs. 3 Satz 2 Alt. 2 EnWG noch nach § 18 BImSchG als endgültig stillgelegt384. Sie stehen für die Dauer der Sicherheitsbereitschaft ausschließlich für Anforderungen der ÜNB nach § 1 Abs. 6 der Elektrizitätssicherungsverordnung zur Verfügung und dürfen dabei nur als „ultima ratio“ eingesetzt werden, wenn keine anderen Maßnahmen zur Verfügung stehen, um eine Extremsituation zur Deckung des Bedarfs an Elektrizität zu bewältigen (§13g Abs. 2 Satz 1 EnWG). Die Details solcher Einsätze sind zwischen den ÜNB und den Anlagenbetreibern vertraglich zu regeln, wobei zur Erreichung einer weitestgehend einheitlichen Ausgestaltung eine Abstimmung zwischen den ÜNB geboten ist385. Während der Dauer der Sicherheitsbereitschaft müssen die stillzulegenden Anlagen nach § 13g Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 EnWG innerhalb von 240 Stunden (minutengenau) ab Vorwarnung durch den zuständigen ÜNB betriebsbereit sein („Vorwarnzeit“). Diese Vorwarnzeit soll den Betreibern der stillzulegenden Anlagen genügend Zeit geben, die notwendigen Maßnahmen zur Einhaltung aller rechtlichen Anforderungen vorzunehmen sowie die Braunkohle zuzuführen. Nach § 13g Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 EnWG müssen die stillzulegenden Anlagen ab Herstellung der Betriebsbereitschaft – d. h. nach Ablauf der Vorwarnzeit – innerhalb eines Zeitraums von höchstens elf Stunden (minutengenau) auf Mindestteilleistung angefahren werden können. Die Nettonennleistung muss innerhalb eines weiteren Zeitraums von 13 Stunden (minutengenau) erreicht werden können. Die Einspeisung der Mindestteilleistung bzw. der Nettonennleistung muss im Bereich der üblichen Schwankungen liegen, d.h. Schwankungen sind im einstelligen Prozentbereich erlaubt. Nach einem tatsächlichen Abrufzeitraum dürfen die stillzulegenden Anlagen höchstens so lange mit Nettonennleistung betrieben werden, bis sämtliche Kohlebänder, Kesselbunker und ggf. Kraftwerksbunker leer gefahren sind, 384 Vgl. BT-Drs. 18/7317 v. 20.01.2016, S. 102. 385 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 103. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schmid/Goldberg 157 maximal jedoch 72 Stunden. Im Falle eines Abbruchs des Abrufes oder des Einsatzes beginnt die 72-Stundenfrist zum Zeitpunkt des Abbruchs386. Während des Zeitraums der Sicherheitsbereitschaft, beginnend mit dem Zeitpunkt der vorläufigen Stilllegung, dürfen die Anlagen keinen Strom mehr erzeugen und insoweit folgerichtig auch nicht vermarkten; auch die Eigenversorgung durch diese Anlagen ist ausgeschlossen. Zudem dürfen diese Anlagen nicht mehr in der Kapazitäts- oder Netzreserve eingesetzt werden. Nur ausnahmsweise darf Strom erzeugt werden, wenn ein Einsatz im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft nach § 13g Abs. 2 EnWG angefordert oder ausnahmsweise ein Probestart durchgeführt wird. Der hierbei erzeugte Strom muss – mit Ausnahme des Eigenbedarfs der Anlage – in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden und im Bilanzkreis des zuständigen ÜNB bilanziert werden. Zur Vermeidung des Ausstoßes von Kohlendioxid und Kosten sind Probestarts während des Zeitraums der Sicherheitsbereitschaft auf ein Minimum zu reduzieren. In Abstimmung mit dem zuständigen ÜNB und nach Anzeige bei der BNetzA mit Darlegung der technischen oder rechtlichen Erforderlichkeit darf der Anlagenbetreiber im zweiten Jahr der Sicherheitsbereitschaft einen Probestart durchführen387. Die ÜNB sind nach § 13g Abs. 3 Satz 3 EnWG zur Durchführung eines Funktionstests der stillzulegenden Anlagen verpflichtet, mithin ob die vorgenannten Anforderungen erfüllt werden. Der Funktionstest muss spätestens bis zur und möglichst zeitnah vor der Überführung der jeweiligen stillzulegenden Anlage in die Sicherheitsbereitschaft erfolgen. Da gesonderte Probestarts einer stillzulegenden Anlage für den Funktionstest nicht durchgeführt werden sollen, ist die Funktionsfähigkeit der stillzulegenden Anlage während des Betriebs im Strommarkt vor Überführung in die Sicherheitsbereitschaft durchzuführen. Der Funktionstest gilt als erfolgreich durchgeführt, wenn die Anlage innerhalb von elf Stunden ihre Mindestteilleistung erreicht und innerhalb von weiteren 13 Stunden ihre Nettonennleistung erreicht388. Vergütung für die Vorhaltung in der Sicherheitsbereitschaft Die Betreiber erhalten für die Nutzung der Anlagen in der Sicherheitsbereitschaft und ihre Stilllegung eine Vergütung, deren Höhe sich nach den Erlösen (abzüglich der kurzfristig variablen Kosten) bemisst, die die Betreiber mit der jeweils stillzulegenden Anlage in den Strom- bzw. Wärmemärkten erzielt hätten389. Damit soll 386 Die 72-Stunden-Frist entfällt, sofern der Kraftwerksbunker, die Kohlebänder und die Kesselbunker zum Zeitpunkt des Abbruchs des Abrufes oder des Einsatzes noch nicht mit Braunkohle befüllt sind. 387 § 13g Abs. 4 EnWG; vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 104. 388 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 103. 389 § 13g Abs. 5 EnWG. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 158 Schmid/Goldberg sichergestellt werden, dass die Betreiber während der Sicherheitsbereitschaft keine größeren Deckungsbeiträge erzielen als sie in dieser Zeit am Strommarkt erzielt hätten390. Die Höhe der Vergütung bemisst sich nach in einer Anlage zu § 13g EnWG festgelegten Formel wie folgt: ( )iit t i i i i i t i it it i i C V P RD RE O W RHB EUA E H FSB FHIST E = + + + + − + ⋅ ⋅ + + − Im Rahmen der Berechnung gilt die Maßgabe, dass der Wert der Summe aus it it iH FSB FHIST+ − mit null festgesetzt wird, sofern sich ein Wert kleiner null ergibt. Die einzelnen Bestandteile der Vergütungsformel sind wie folgt definiert391: Vit ist die Vergütung (in Euro), die ein Betreiber für eine stillzulegende Anlage i in einem Jahr t der Sicherheitsbereitschaft erhält. Pt ist der rechnerisch ermittelte jahresdurchschnittliche Preis aller verfügbaren Handelstage im Zeitraum vom 01.10.2014 bis zum 30.09.2015 für die beiden für das jeweilige Jahr der Sicherheitsbereitschaft t relevanten Phelix-Base-Futures am Terminmarkt der Energiebörse European Energy Exchange AG in Leipzig für die jeweilige Preiszone in Euro je MWh; der Preis für die Lieferung im ersten für das jeweilige Sicherheitsbereitschaftsjahr relevanten Kalenderjahr geht dabei zu einem Viertel und der Preis für die Lieferung im darauffolgenden Kalenderjahr zu drei Vierteln in die Berechnung ein; soweit an der Energiebörse noch kein Preis des Futures für ein relevantes Lieferjahr ermittelt wurde, wird der Preis für das letzte verfügbare relevante Lieferjahr in Ansatz gebracht. RDi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesenen Erlöse für Anpassungen der Einspeisung nach § 13a EnWG als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro je MWh. REi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene Regelenergieerlöse als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro je MWh. Oi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene Optimierungsmehrerlöse in den Jahren 2012 bis 2014 gegenüber dem jahresdurchschnittlichen Spotmarktpreis als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro je MWh. 390 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 104. 391 Anlage zu § 13g EnWG. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schmid/Goldberg 159 Wi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene Wärmelieferungserlöse als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro je MWh. RHBi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesenen kurzfristig variablen Betriebskosten für Brennstoffe, Logistik sowie sonstige Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe zur Erzeugung einer MWh Strom als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro je MWh392. Ci sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene Kohlendioxidemissionen als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Tonnen Kohlendioxid393. Ei ist die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene an das Netz der allgemeinen Versorgung und in Eigenversorgungsnetze abgegebene Strommenge der stillzulegenden Anlage (Netto-Stromerzeugung) als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in MWh394. EUAt ist der rechnerisch ermittelte jahresdurchschnittliche Preis aller verfügbaren Handelstage im Zeitraum vom 01.10 2014 bis zum 30.09.2015 für die beiden für das jeweilige Jahr der Sicherheitsbereitschaft t relevanten Jahresfutures für Emissionsberechtigungen (EUA) am Terminmarkt der Energiebörse European Energy Exchange AG in Leipzig für die jeweilige Preiszone in Euro je Tonne Kohlendioxid; der Preis für die Lieferung im ersten für das jeweilige Sicherheitsbereitschaftsjahr relevanten Kalenderjahr geht dabei zu einem Viertel und der Preis für die Lieferung im darauffolgenden Kalenderjahr zu drei Vierteln in die Berechnung ein; soweit an der Energiebörse noch kein Preis des Jahresfutures für ein relevantes Lieferjahr ermittelt wurde, wird der Preis für das letzte verfügbare relevante Lieferjahr in Ansatz gebracht. 392 Bei konzernintern bezogenen Lieferungen und Leistungen bleiben etwaige Margen außer Betracht (Zwischenergebniseliminierung); wenn Kraftwerksbetrieb und Tagebaubetrieb bei verschiedenen Gesellschaften liegen, sind für Brennstoffe und Logistik die variablen Förder- und Logistikkosten der Tagebaugesellschaften zu berücksichtigen; im Falle eines Eigentümerwechsels in den Jahren 2012 oder 2013 kann der Betreiber auf die Daten aus dem Jahr 2014 abstellen, wobei konzerninterne Eigentümerwechsel nicht berücksichtigt werden; bei den variablen Logistikkosten kann ausnahmsweise auf die Belieferung mit Braunkohle aus dem nächstgelegenen Tagebau abgestellt werden, sofern die Belieferung in dem maßgeblichen Zeitraum zu mehr als 60% aus diesem Tagebau erfolgte; bei den variablen Brennstoffkosten kann bei einer Mischbelieferung aus verschiedenen Tagebauen ein Tagebau unberücksichtigt bleiben, wenn dieser Tagebau im maßgeblichen Zeitraum zu mehr als 90% ausgekohlt war. 393 Im Falle eines Eigentümerwechsels in den Jahren 2012 oder 2013 kann der Betreiber auf die Daten aus dem Jahr 2014 abstellen, wobei konzerninterne Eigentümerwechsel nicht berücksichtigt werden. 394 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 104. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 160 Schmid/Goldberg Hit sind die für eine stillzulegende Anlage i in einem Jahr t der Sicherheitsbereitschaft von dem Betreiber nachgewiesene Kosten zur Herstellung der Sicherheitsbereitschaft mit Blick auf die Stilllegung in Euro; in der Sicherheitsbereitschaft werden auch nachgewiesene Kosten zur Herstellung der Sicherheitsbereitschaft berücksichtigt, die vor Beginn der Sicherheitsbereitschaft entstanden sind, FSBit sind die für eine stillzulegende Anlage i in einem Jahr t der Sicherheitsbereitschaft von dem Betreiber nachgewiesene fixe Betriebskosten während der Sicherheitsbereitschaft in Euro; in der Sicherheitsbereitschaft werden auch nachgewiesene fixe Betriebskosten der Sicherheitsbereitschaft berücksichtigt, die vor Beginn der Sicherheitsbereitschaft entstanden sind. FHISTi sind die für eine stillzulegende Anlage i von dem Betreiber nachgewiesene fixe Betriebskosten ohne Tagebau und Logistik als jährlicher Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 in Euro395. i ist die jeweilige stillzulegende Anlage. t ist das jeweilige Jahr der Sicherheitsbereitschaft, das sich jeweils auf den Zeitraum vom 01.10. bis 30.09. erstreckt. Nach dieser Vergütungsformel ermittelt sich die Vergütung zum einen aus den Erlösen am Strom- und Wärmemarkt abzüglich der kurzfristig variablen Erzeugungskosten (Brennstoff, Emissionsberechtigungen, weitere Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe, Logistikkosten) auf der Grundlage tatsächlicher (nachgewiesener) Mengen, Erlöse und Aufwendungen im Durchschnitt der Jahre 2012 bis 2014 und auf Basis des durchschnittlichen Stromgroßhandelspreises im Zeitraum Oktober 2014 bis September 2015. Damit ist dieser Vergütungsanteil, da er allein auf Vergangenheitsdaten basiert, faktisch bereits fixiert. Als weiterer Vergütungsbestandteil ist eine positive Differenz aus der Summe aus den einmaligen Kosten zur Herstellung der Sicherheitsbereitschaft zzgl. der Kosten für die Vorhaltung des Kraftwerksblocks in der Sicherheitsbereitschaft und abzüglich der nachgewiesenen historischen fixen Betriebskosten des Kraftwerksblocks erstattungsfähig. Damit soll der Fall berücksichtigt werden, dass eine stillzulegende Anlage in den vier Jahren Sicherheitsbereitschaft u.U. höhere Fixkosten hat als sie bei einem Betrieb im Strommarkt hätte396. Über alle stillzulegenden Braunkohlekraftwerksblöcke fallen lt. Berechnungen des BMWi Gesamtkosten von durchschnittlich 230 Mio. EUR pro Jahr über sieben Jahre 395 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 104. 396 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 104. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Schmid/Goldberg 161 an397. Die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission erfolgte am 27.05.2016398. (Teilweiser) Verlust des Vergütungsanspruchs bei Nichteinhaltung der Voraussetzungen für die Sicherheitsbereitschaft Ein Betreiber einer stillzulegenden Anlage verliert seinen Vergütungsanspruch teilweise, wenn die Anlage bei einem Einsatz durch ÜNB nach § 13g Abs. 2 Satz 1 EnWG nicht innerhalb von 288 Stunden (minutengenau) ab Abruf betriebsbereit ist oder nicht innerhalb der Anfahrzeiten nach § 13g Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 EnWG die angeforderte Leistung im Bereich der üblichen Schwankungen einspeist (§ 13g Abs. 5 Satz 3 EnWG). Zusätzliche Erstattung der Erzeugungsauslagen Zusätzlich zu der bereits dargestellten Vergütung nach § 13g Abs. 5 Sätze 1 bis 5 EnWG und korrespondierend mit der Regelung, dass während der Sicherheitsbereitschaft ausnahmsweise erzeugter Strom gem. § 13g Abs. 4 EnWG einem Vermarktungsverbot unterliegt, werden die einsatzbedingten Kosten („Erzeugungsauslagen“) gesondert erstattet (§ 13g Abs. 5 Satz 6 EnWG). Als Erzeugungsauslagen sind die notwendigen Auslagen des Betreibers für die stillzulegende Anlage, die zugehörige Logistik (anteilig) sowie die angeschlossenen Tagebausysteme (anteilig) für eine konkrete Einspeisung; zudem werden die Kosten für die Entkonservierung vor und die Wiederkonservierung nach einem Abruf bzw. einem Probestart als Erzeugungsauslagen zusätzlich erstattet. Vorzeitige endgültige Stilllegung von Anlagen der Sicherheitsbereitschaft Unter bestimmten Voraussetzungen dürfen Anlagen der Sicherheitsbereitschaft vorzeitig, d.h. vor Ablauf der vier Jahre, endgültig stillgelegt werden. Hierbei sind nach § 13g Abs. 6 EnWG zwei Fallkonstellationen zu unterscheiden, wobei in beiden Fällen eine Antragstellung bei der BNetzA erforderlich ist399: 397 Vgl. Pressemitteilung des BMWi. 398 Vgl. Pressemitteilung der EU-Kommission „Staatliche Beihilfen: Kommission genehmigt Beihilfen für die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken in Deutschland“ v. 27.052016, abrufbar unter: http://bit.ly/2pFGlI5. 399 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 110. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 162 Schmid/Goldberg Eine funktionstüchtige Anlage darf frühestens nach einem Jahr in der Sicherheitsbereitschaft endgültig stillgelegt werden, um – zu gewährleisten, dass vor der endgültigen Stilllegung der Anlage die Auswirkungen der Stilllegung auf das Elektrizitätsversorgungssystem erkennbar werden und – eine ausreichende Kapazität in der Sicherheitsbereitschaft sicherzustellen. Der Betreiber hat die endgültige Stilllegung ein halbes Jahr vor der endgültigen Stilllegung dem zuständigen ÜNB anzuzeigen. Der Vergütungsanspruch reduziert sich auf eine pauschalierte Abschlussvergütung. Falls eine stillzulegende Anlage die Voraussetzungen der Sicherheitsbereitschaft dauerhaft nicht oder nur mit unverhältnismäßig hohem Aufwand400 erfüllen kann, ist der Betreiber gehalten, die BNetzA unverzüglich zu informieren. Die Entscheidung darüber, ob eine stillzulegende Anlage aus der Sicherheitsbereitschaft ausscheiden darf, obliegt der BNetzA. Die betreffende Anlage würde ersatzlos und unverzüglich endgültig stillgelegt und der Betreiber verliert für die betroffene stillzulegende Anlage ab dem von der BNetzA festgelegten Zeitpunkt des Ausscheidens seinen gesamten Vergütungsanspruch. Festsetzung und Wälzung der Vergütung Die Höhe der Vergütung der Sicherheitsbereitschaft wird durch die BNetzA festgesetzt (§ 13g Abs. 7 Satz 1 EnWG). Der Vergütungsanspruch des Anlagenbetreibers richtet sich gegen den zuständigen ÜNB in der von der BNetzA festgesetzten Höhe. Die BNetzA legt den Leistungspreis für jeweils zwei Jahre in der Sicherheitsbereitschaft fest, wobei sie bei den fixen Betriebskosten während der Sicherheitsbereitschaft FSBit und den Kosten zur Herstellung der Sicherheitsbereitschaft Hit von den von den Betreibern plausibel darzulegenden zu erwartenden Kosten ausgeht. Eine Abweichung der tatsächlichen Kosten von den der Festsetzung zugrunde gelegten erwarteten Kosten von mehr als 5 % in einem Bereitschaftsjahr sind der BNetzA durch den Anlagenbetreiber zu melden und führen zu einer Anpassung der Vergütung an die tatsächlichen Kosten (sowohl rückwirkend als auch für die verbleibenden Jahre). 400 Hierzu zählt insb. erheblicher Umrüstungsbedarf aufgrund von nachträglichen gesetzlichen, regulatorischen oder behördlichen Änderungen für den Anlagenbetrieb. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Sinagowitz/Neuschwander/Thies 163 Die ÜNB dürfen die ihnen nach den § 13g Abs. 5 und 6 EnWG entstehenden Kosten nach Abzug der entstehenden Erlöse über die Netzentgelte geltend machen401. Die Kosten mit Ausnahme der Erzeugungsauslagen – mithin also die Kosten für die Vorhaltung der Anlagen in der Sicherheitsbereitschaft – gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 16 ARegV. Die Wälzung dieser Kosten und damit die mittelbare Kostentragung durch die Stromkunden wird durch den Gesetzgeber damit begründet, dass die Sicherheitsbereitschaft zur Versorgungssicherheit beiträgt, die Belastungen für das Stromnetz reduziert und dadurch Kosten eingespart werden sowie durch die Stilllegung der Anlagen erhebliche Kohlendioxideinsparungen erreicht werden und damit unmittelbar ein Beitrag zu einer umweltverträglichen Energieversorgung erreicht wird402. Monitoring der Kohlendioxideinsparziele Bis zum Jahr 2020 sollen durch die Einführung der Sicherheitsbereitschaft 12,5 Mio. t Kohlendioxid-Emissionen zusätzlich eingespart werden. Das BMWi wird nach § 13g Abs. 8 EnWG bis zum 30.06.2018 prüfen, ob dieses Ziel durch die – zunächst vorläufige – Stilllegung der Braunkohlekraftwerke absehbar erreicht werden kann. Sollte dies nicht der Fall sein, hat jeder der von der Sicherheitsbereitschaft betroffenen Anlagenbetreiber bis zum 31.12.2018 einen Vorschlag über weitere geeignete Maßnahmen ab dem Jahr 2019 vorzulegen. Sofern in diesem Fall keine Einigung zwischen dem BMWi und den Anlagenbetreibern erreicht werden kann, ist die BReg nach Anhörung der Betreiber befugt, durch Rechtsverordnung nach § 13i Abs. 5 EnWG weitere Maßnahmen zur Kohlendioxideinsparung in der Braunkohlewirtschaft erlassen. 3.5.3.3 Effekte des Kohleausstiegs auf die CO2-Emissionen Die Ergebnisse der nachfolgenden Analyse der CO2-Emissionsentwicklung durch Braun- und Steinkohlekraftwerke in Deutschland fußen auf einer Simulationsrechnung mit einem fundamentalen (europaweiten) Energiemarktmodell (Merit-Order- Modell)403. Es wurde dabei im Kern der Einsatz von Erzeugungsanlagen auf Kraftwerksebene für die Jahre 2017 und 2030 ermittelt. Ausgangspunkt für diese Ermittlung ist die stundenscharfe Simulation der europäischen Spotmarktpreise für Strom. 401 Vgl. § 13g Abs. 7 Satz 7 EnWG. 402 Vgl. BT-Drs. 18/7317, S. 110. 403 Power2Sim: Fundamentales Energiemarktmodell der Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 164 Sinagowitz/Neuschwander/Thies Maßgeblich für den Einsatz von Erzeugungsanlagen sind ihre individuellen, auf Basis fundamentaler Inputdaten404 abgeleiteten, kurzfristigen Grenzkosten der Erzeugung. Für die vorliegende Simulation wurden die Inputdaten dahingehend modifiziert, dass die Erzeugungskapazitäten konventioneller Erzeugungsanlagen bei Erreichen ihrer betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern aus dem Markt ausscheiden (unterstellte Sterbekurve) und jeweils leistungsadäquat durch den Zubau erneuerbarer Erzeugungsanlagen substituiert werden. Zusätzlich wurde das stufenweise Ausscheiden der derzeit am Strommarkt noch partizipierenden Kernkraftwerke bis 2022 sowie die ebenfalls stufenweise Überführung einzelner Braunkohlekraftwerke in die Sicherheitsbereitschaft termingerecht im Simulationsmodell hinterlegt. Kraftwerke-Cluster nach Energieträger und ηel 2017 2030 Braunkohle 1BK: η ≥ 0,40 9,0 GW/8.450 h/76,1 TWh 9,0 GW/7.600 h/68,4 TWh 2BK: 0,40 > η ≥ 0,36 7,5 GW/5.850 h/43,9 TWh 5,2 GW/1.550 h/8,2 TWh 3BK: η < 0,36 2,8 GW/0 h/0,0 TWh 0,0 GW/0 h/0,0 TWh Steinkohle 1SK: η ≥ 0,41 11,0 GW/6.800 h/74,9 TWh 11,0 GW/6.250 h/69,2 TWh 2SK: 0,41 > η ≥ 0,38 11,3 GW/2.850 h/31,8 TWh 10,6 GW/1.450 h/15,4 TWh 3SK: η < 0,38 4,8 GW/0 h/0,0 TWh 0,4 GW/0 h/0,0 TWh installierte Leistung/Ø jährliche Volllaststunden/erzeugte Arbeit Abb. 37: Kraftwerkskapazitäten, Vollbenutzungsstunden und Stromerzeugung in 2017 und in 2030: Braun- u. Steinkohleverstromung in Deutschland nach Kraftwerke- Clustern405 404 Eingang in das Strompreismodell finden u.a. das aktuelle europäische Verzeichnis konventioneller Kraftwerke mit kraftwerksspezifischen Wirkungsgraden und Restriktionen (z.B. Alter, Revisionen etc.), Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate, stündliche Lastkurven, Wetterdaten und Grenzkuppelkapazitäten. 405 PwC (2016): Simulationsergebnisse, gerundet, (durchgeführt mit Energiemarktmodell Power2Sim der Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Sinagowitz/Neuschwander/Thies 165 Anhand ihres elektrischen Wirkungsgrads wurden die untersuchten deutschen Braun- und Steinkohlekraftwerke für die CO2-Emissionsanalyse zunächst in die drei Cluster „hoch“, „mittel“ und „gering“ eingeteilt. Die Tabelle (Abb. 37) bildet neben den wirkungsgradbezogenen Cluster-Grenzen als weitere begleitende Simulationsergebnisse die Entwicklung der installierten elektrischen Leistungen sowie die Vollbenutzungsstunden und die insgesamt erzeugten Strommengen der Cluster zwischen den beiden betrachteten Jahren ab. Die nachfolgenden Abb. zeigen die resultierenden CO2-Gesamtemissionen der einzelnen Cluster, jeweils im Vergleich der Jahre 2017 und 2030. Abb. 38: CO2-Emissionen in Deutschland 2017 und 2030: Braunkohleverstromung406 Abb. 39: CO2-Emissionen in Deutschland 2017 und 2030: Steinkohleverstromung407 406 Siehe die vorige Fn zu Abb. 37. 407 Siehe die Fn. zu Abb. 37. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 166 Linden/Neuschwander Die Simulation ergibt für beide Brennstoffe, dass Kraftwerke der Cluster 3BK und 3SK mit geringem Wirkungsgrad voraussichtlich bereits 2017 keine oder nur verschwindend geringe Laufzeiten haben werden. Der im Vergleich zu den Clustern 1BK und 1SK zwischen den betrachteten Jahren deutlich stärkere Rückgang der CO2-Emissionen aus Kraftwerken der Cluster 2BK und 2SK macht deutlich, dass sich mit sinkender Klimaeffizienz von Kraftwerken auch deren Laufzeiten reduzieren werden. 3.5.4 Gaskraftwerke 3.5.4.1 Aktuelle Rolle der mit Erdgas befeuerten Kraftwerke Gaskraftwerke (d.h. Gasturbinenkraftwerke und GuD-Kraftwerke) gelten unter den Technologien, die fossile Energieträger zur Stromerzeugung verfeuern, als klimafreundlichste Alternative. Der Brennstoff selbst hat unter den fossilen Brennstoffen den niedrigsten Emissionsfaktor. Darüber hinaus beträgt der Wirkungsgrad von GuD-Kraftwerken bis zu ca. 60 % und liegt damit zumeist über denen von Kohlekraftwerken (ca. 40 bis 50 %). Zudem könen Gasturbinen auch nach einem Kaltstart i.d.R. schneller als Kohlekraftwerke hochgefahren werden und haben größere Lastgradienten (Änderungsgeschwindigkeiten von bis zu 20 % der Nennleistung pro Min.). Damit können sie die hoch volatilen erneuerbaren Energiequellen durch schnelle Bereitstellung von Strom ausgleichen und so die Versorgungssicherheit gewährleisten. Dies gilt insb. für Gasturbinenkraftwerke. Aus den genannten Gründen werden mit Erdgas befeuerte Kraftwerke allgemein häufig als geeignete Brückentechnologie gesehen, die den Wandel in ein nachhaltiges Energieversorgungssystem unterstützen kann408, 409. Seit 2004 sind die installierten Kapazitäten von Gaskraftwerken in Deutschland von rd. 19 auf rd. 27 GW angestiegen. Allerdings stagniert diese Entwicklung seit 2012 aufgrund fehlender wirtschaftlicher Anreize für den weiteren Neubau. 408 Sofern nicht anders gekennzeichnet, werden hier und im Folgenden dem Begriff Gaskraftwerke vereinfachend Gasturbinenkraftwerke und Gas- und Dampfturbinenkraftwerke zugeordnet. 409 BMWi, Moderne Kraftwerkstechnologien, 2016. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Linden/Neuschwander 167 Abb. 40: Entwicklung der installierten Kapazitäten von Gaskraftwerken und deren Stromerzeugung in Deutschland410 Die tatsächliche Stromerzeugung auf Basis von Erdgas ist ebenfalls nach 2004 angestiegen. Seit 2010 ist diese Tendenz jedoch rückläufig; die Stromerzeugung sinkt von 2010 bis 2015 von rd. 89 TWh auf 60 TWh. Dies steht somit im Gegensatz zu den zugebauten Kapazitäten und verdeutlicht das schwierige wirtschaftliche Umfeld bedingt durch den weiteren Zubau von erneuerbaren Energien sowie die Konkurrenz zur vergleichsweise günstigen Steinkohle als Brennstoff. Die Preise für CO2- Zertifikate liegen seit Jahren zudem auf einem niedrigen Niveau, weshalb die niedrigen Emissionen von Erdgaskraftwerken bislang nur eine untergeordnete wirtschaftliche Bedeutung haben. Abb. 41: Entwicklung der Fernwärmeerzeugung aus Gasfeuerung411 410 BMWi, Zahlen und Fakten Energiedaten 2016. 411 BMWi ebenda. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 168 Linden/Neuschwander Neben der Stromerzeugung wird Erdgas in KWK-Anlagen auch zur Wärmeerzeugung genutzt. Auch hier zeigt sich – ähnlich der Stromerzeugung – seit 2010 ein Absinken der Wärmeerzeugung um rd. 20 % bis 2014. Abb. 42: Mittlere Volllaststunden von Gaskraftwerken in Deutschland412 Der Rückgang der Strom- und Wärmeerzeugung zeigt sich insb. bei Betrachtung der mittleren Volllaststunden für Gaskraftwerke. Diese weisen nahezu eine Halbierung seit 2010 auf. Die Werte sinken von rd. 3.780 h/a auf rd. 2.000 h/a in 2015. 3.5.4.2 Wirtschaftliche Situation der Gaskraftwerke Der wirtschaftliche Betrieb von Gaskraftwerken hat sich in den letzten Jahren zunehmend erschwert. Der Clean Spark Spread für Peakload Frontjahres-Produkte (spezifischer Deckungsbeitrag samt Kosten für CO2-Zertifikate; in Abb. 43 exemplarisch für ein GuD-Kraftwerk mit Wirkungsgrad 60 % dargestellt) ging im Zeitraum von Januar 2010 bis Mai 2013 deutlich zurück und sank in den negativen Bereich. Im folgenden Zeitraum bis Januar 2015 hält sich der Clean Spark Spread auf einem niedrigen Niveau im negativen Bereich. Exemplarisch zeigt dies, dass Gaskraftwerke an den Terminmärkten in diesem Zeitraum kaum profitabel bewirtschaftet werden konnten. Seit Juni 2015 steigt der Clean Spark Spread leicht an, was u.a. auf fallende Gaspreise zurückzuführen ist. Die Spreads liegen jedoch konstant auf einem niedrigen Niveau mit Maximalwerten von rd. 4 EUR/MWh. Damit sind langfristige finanzielle Absicherungen an den Terminmärkten kaum möglich. Gaskraftwerke werden deshalb über die vergleichsweise schwer langfristig prognostizierbaren Kurzfristmärkte (Day-Ahead, Intraday, Regelenergie) vermarktet. 412 BMWi ebenda. Kraftwerksmix für die Energiewende Abschnitt 3.5 Linden/Neuschwander 169 Generell erschweren niedrige Börsenstrompreise, i.W. bedingt durch niedrige CO2und Kohlepreise, die wirtschaftliche Situation für Gaskraftwerke. Abb. 43: Entwicklung des Clean Spark Spread in Deutschland Seit 2014 liegen die Preise für CO2-Zertifikate im Bereich von 4,5 bis 8,5 EUR/EUA (European Emission Allowance) Future. Der Einfluss von CO2-Preisen auf die Grenzkosten der verschiedenen Kraftwerke ist damit derzeit begrenzt. Die Kosten für CO2-Emissionen sind momentan zu niedrig, um den Unterschied bei den Brennstoffkosten zwischen bspw. Erdgas und Steinkohle auszugleichen (siehe Abb. 44). In Zukunft wird ein Anstieg der CO2-Emissionskosten erwartet. Ob jedoch in den nächsten Jahren ein Preisniveau von rd. 30 EUR/EUA und damit ein möglicher „Fuel-Switch“ von Kohle zu Erdgas erreicht werden, erscheint aktuell nicht absehbar. Erst in vergleichbaren Preisregionen kann der CO2-Preis ein entscheidender Einflussfaktor für die Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken werden. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien und dem Fall der Börsenstrompreise haben viele konventionelle Kraftwerke an Bedeutung verloren. Die Einspeisung erneuerbarer Energien und die damit einhergehende Verschiebung der Grenzkosten auf der Merit-Order verdrängen insb. Erdgaskraftwerke, sodass aus wirtschaftlichen Gründen vorrangig Kern- und Kohlekraftwerke die Netze mit versorgen. Die vergleichsweise teuren Gaskraftwerke werden erst bei Lastspitzen bzw. hohen Preisen zugeschaltet. Aktuelle politische Entscheidungen wie die Schaffung der Klimareserve413 zeigen jedoch den politischen Willen, Erdgaskraftwerken künftig eine größere Rolle zukommen zu lassen. 413 Siehe auch Strommarktgesetz: Herausnahme von 2,7 GW Kapazitäten von Braunkohlekraftwerken. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 170 Meier Zu diesem Ergebnis kommt auch eine Arbeitsgruppe mehrerer deutscher Akademien. Gaskraftwerke sind das „Rückgrat jedes stabilen Energiesystems der Zukunft", meinen die Wissenschaftler der Akademien Acatech und Leopoldina sowie der Union der deutschen Akademien der Wissenschaften414. Abb. 44: Auswirkung von variierenden CO2-Preisen auf die Grenzkosten verschiedener Kraftwerkstypen415 Zusätzlich sollen Gaskraftwerke der flexiblen und klimaschonenden Versorgungssicherheit in der Übergangszeit nach dem endgültigen Ausstieg aus der Kernenergie 2022 dienen416. Damit Gaskraftwerke rentabel werden, müssten sie allerdings langfristig ihren Kostennachteil gegenüber Kohlekraftwerken ausgleichen, z.B. durch steigende CO2-Preise. 3.6 Versorgungssicherheit 3.6.1 Europäischer Regelungsrahmen (Strom und Gas) Lange Zeit war die Versorgungssicherheit auf europäischer Ebene ein überwiegendes Thema in der Gasversorgung, wobei sie maßgeblich durch den russischukrainischen Gasstreit im Jahr 2009 in den Vordergrund rückte. Bis zu diesem Zeit- 414 Energate Messenger, 2015. 415 Vereinfachte Annahmen zu Wirkungsgraden: Braunkohle: 41 %; Steinkohle: 45 %; Erdgas: 55 %. Brennstoffpreise (EUR/MWhth): Braunkohle: 3 EUR/MWhth; Steinkohle: 7 EUR/MWhth; GuD-Kraftwerk (Erdgas): 17 EUR/MWhth. 416 BSZ 2014. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Meier 171 punkt war das Thema Gegenstand der Richtlinie 2004/67/EG des Rates v. 26.04.2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung. Als Reaktion auf den Gasstreit wurde die sog. Erdgas-SoS-VO geschaffen, mit der der europäische Erdgasbinnenmarkt gestärkt und Vorsorge für den Fall einer Versorgungskrise getroffen werden soll, indem sowohl präventive Instrumente als auch Reaktionsmöglichkeiten auf konkrete Versorgungsstörungen eingeführt werden. Die Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung ist dabei nicht allein Aufgabe der EU-Kommission als Exekutiv-Organ; sie liegt vielmehr in der gemeinsamen Verantwortung mit den Erdgasunternehmen, den Mitgliedstaaten der Union und insb. ihren zuständigen Behörden. Die Verordnung gilt nach Maßgabe des Art. 288 Abs. 2 AEUV unmittelbar, sie bedarf also keiner weiteren Umsetzung in nationales Recht417. In der Erdgas-SoS-VO ist einerseits die Aufstellung eines Präventionsplans durch die zuständige Behörde418 eines jeden Mitgliedstaates nach Konsultation der Erdgasunternehmen, der Interessenverbände sowie der Privathaushalte und gewerblichen Verbraucher vorgesehen. Dieser Präventionsplan muss die für die Risikobeseitigung oder -eindämmung notwendigen Maßnahmen enthalten. Die zuständige Behörde verpflichtet die von ihr bezeichneten Erdgasunternehmen zudem dazu, die Energieversorgung geschützter Kunden in den, in Art. 8 Abs. 1 Erdgas-SoS-VO genannten Fällen (insb. bei extremer Kälte) zu gewährleisten. Als geschützte Kunden gelten dabei jedenfalls alle Haushaltskunden, die an ein Erdgasverteilernetz angeschlossen sind. Nach Maßgabe des jeweiligen Mitgliedstaates können zudem kleinere und mittlere Unternehmen sowie Fernwärmeanlagen unter bestimmten Voraussetzungen als schützenswert angesehen werden. Neben der Aufstellung eines Präventionsplans muss die zuständige Behörde andererseits einen Notfallplan mit Maßnahmen zur Beseitigung oder Eindämmung der Folgen einer Störung der Erdgasversorgung aufstellen. Die Notfallpläne müssen sich dabei auf die drei in Art. 10 Abs. 3 Erdgas-SoS-VO näher umschriebenen Krisenstufen419 stützen. Liegt ein Notfall vor, kann die Kommission auf Antrag nach erfolgter Überprüfung einen unionsweiten Notfall bzw. einen regionalen Notfall für 417 Verordnung (EU) Nr. 994/2010 des europäischen Parlaments und des Rates v. 20.10.2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates. 418 Zuständige Behörde ist nach der Begriffsbestimmung in Art. 2 Nr. 2 Erdgas-SoS-VO die nationale Regierungs- oder Regulierungsbehörde, die von den Mitgliedstaaten benannt wurde, um die Umsetzung der in der Verordnung genannten Maßnahmen sicherzustellen. Zuständige Behörde in Deutschland ist das BMWi. 419 Die Krisenstufen sind Frühwarnung, Alarm und Notfall, vgl. zu den jeweiligen Definitionen Art. 10 Abs. 3 der Erdgas-SoS-VO. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 172 Meier eine besonders betroffene Region ausrufen. In diesen Fällen beruft sie die sog. Koordinierungsgruppe Gas ein, die die Koordinierung der Maßnahmen erleichtern soll. Mitglieder der Koordinierungsgruppe sind Vertreter der Mitgliedstaaten, der ACER, der ENTSO-G und der Interessenverbände der Erdgasindustrie und der betreffenden Verbraucherverbände. Auch die Versorgungssicherheit des Strommarktes ist auf europäischer Ebene thematisiert und entsprechend geregelt worden. In der aktuell noch maßgeblichen Versorgungssicherheitsrichtlinie Strom420 werden Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung festgelegt, wenn auch nur sehr abstrakt. Zweck der Richtlinie ist es, das ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes, einen angemessenen Umfang an Erzeugungskapazität, ein ausgewogenes Gleichgewicht zwischen Nachfrage und Angebot sowie einen angemessenen Grad der Zusammenschaltung zwischen den Mitgliedstaaten zum Zwecke der Entwicklung des Binnenmarktes sicherzustellen. Die Gewährleistung einer hohen Sicherheit wird dabei als Grundvoraussetzung für das erfolgreiche Funktionieren des Binnenmarktes angesehen421. Die Mitgliedstaaten haben die Betriebssicherheit der Netze und die Erhaltung des Gleichgewichts zwischen Angebot und Nachfrage sicherzustellen sowie einen gesetzlichen Rahmen für Netzinvestitionen zu schaffen. Die Richtlinie gilt nicht unmittelbar, sondern bedurfte der Umsetzung in nationales Recht422. Mit dem von der EU-Kommission Ende November 2016 vorgestellten Maßnahmepaket „Saubere Energie für alle Europäer“ soll entsprechend zum Gasbereich eine Verordnung zur Risikovorsorge im Elektrizitätssektor423 geschaffen werden, die gleichzeitig die o.g. Versorgungssicherheitsrichtlinie aufheben soll. Die Kommission konstatiert eine Regelungslücke in diesem Bereich, da die Versorgungssicherheitsrichtlinie nur generelle Zielvorgaben hinsichtlich der Versorgungssicherheit mache424. 420 Richtlinie 2005/89/EG des europäischen Parlaments und des Rates v. 18.01.2006 über Maßnahmen zur Gewährleistung der Sicherheit der Elektrizitätsversorgung und von Infrastrukturinvestitionen. 421 Erwägungsgrund (1) der RL 2005/89/EG. 422 Die Umsetzung dieser Richtlinie ist u.a. durch die KraftNAV erfolgt. 423 Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council on riskpreparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC, KOM (2016) 862. 424 Ebenda, S. 2. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Mussaeus/Meier 173 Die derzeitige Rechtslage entspreche insofern nicht mehr der Realität des vernetzten Strommarktes, in dem die Wahrscheinlichkeit einer diverse Mitgliedstaaten berührenden Krise stetig zunimmt425. Gegenstand der neuen Verordnung sollen dementsprechend Bestimmungen sein, mit denen sichergestellt wird, dass die Mitgliedstaaten bei der Vorsorge für Stromversorgungskrisen sowie bei deren Prävention und Bewältigung solidarisch und transparent zusammenarbeiten und zugleich die Anforderungen eines wettbewerbsorientierten Binnenmarktes vollumfänglich berücksichtigen. Die Mitgliedstaaten müssen sicherstellen, dass alle Risiken hinsichtlich der Versorgungssicherheit bewertet werden. Sie sollen zu diesem Zweck mit der ENTSO-E und den regionalen Betriebszentren kooperieren. Die bei der Bewertung zu verwendende Methodik wird in der Verordnung näher festgelegt. Im Anschluss obliegt es der ENTSO-E bzw. den Mitgliedstaaten, die relevantesten Krisenszenarien für jede Region bzw. auf nationaler Ebene zu bestimmen. Gleichzeitig ist in der Verordnung die Einführung von Plänen zur Risikovorsorge vorgesehen, die auf Basis der zuvor identifizierten Krisenszenarien erstellt werden sollen. Ein Risikovorsorgeplan muss alle geplanten oder getroffenen Maßnahmen zur Prävention und Eindämmung der identifizierten Stromversorgungskrisen sowie zur Vorsorge für solche Krisen enthalten. Die genauen inhaltlichen Mindestanforderungen ergeben sich insoweit aus Art. 11 des Verordnungsentwurfs. Der Plan jedes Mitgliedstaates muss darüber hinaus regionale Maßnahmen umfassen, um sicherzustellen, dass Krisensituationen mit grenzübergreifenden Auswirkungen angemessen verhindert und bewältigt werden können. Gegenstand der Verordnung sind außerdem Vorgaben zur Bewältigung von Stromversorgungskrisen. Liegen Informationen vor, dass ein Ereignis eintreten könnte, das zu einer erheblichen Verschlechterung der Stromversorgung in einem Mitgliedstaat führt, sind die Kommission und die Koordinierungsgruppe Strom zu warnen. Ist die Krise bereits eingetreten, hat der Mitgliedstaat deren Eintritt zu erklären. Insb. an dieser Stelle des Verordnungsentwurfs ergeben sich wiederum deutliche Parallelen zur Erdgas-SoS-VO. 3.6.2 Nationaler Regelungsrahmen Mit der anteiligen Zunahme volatiler EEG-Erzeugung im deutschen Kraftwerksmix vergrößert sich tendenziell der zeitliche Versatz von Erzeugung und Verbrauch, wodurch sich witterungsabhängig entweder häufiger Zeitfenster der versorgungstechnischen Unterdeckung oder des erzeugungsseitigen Überangebots ergeben. Letzteres lässt sich im bisher auftretenden Umfang und mit verfügbarer Technik unkritisch i.S.d. Netzstabilität abfedern, z.B. durch die gesteuerte Reduzierung der 425 Ebenda. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 174 Mussaeus/Meier Einspeiseleistung bei WE-Anlagen (Verstellung der Rotorgeometrie zum Wind) und PV-Anlagen (Abschaltung des Wechselrichters) oder mithilfe thermischer Speicher (sog. Power-to-heat-Anlagen zur Erhitzung von Wasser mittels elektrischem Strom zu Zeiten eines Stromüberangebots). Hingegen bedroht das kontinuierliche betriebswirtschaftlich- und altersbedingte Ausscheiden konventioneller Kraftwerkskapazitäten zunehmend die notwendige Flexibilität in der Erzeugung im Falle der versorgungstechnischen Unterdeckung, d.h. zur bedarfsgerechten Erbringung fehlender Differenzleistung (Residualleistung) zwischen der momentan durch die Verbraucher verursachten Gesamtlast und der zeitgleich erbrachten, aber nicht ausreichenden Einspeiseleistung von EEG-Anlagen. Folglich droht der Verlust der Netzstabilität. Eine fundamentale Rolle im Rahmen der Versorgungssicherheit kommt hier künftig der Speichertechnologie zu426. Ausgangspunkt des nationalen Regelungsrahmens zur Versorgungssicherheit im Strombereich sind die §§ 13 ff. EnWG. § 13 EnWG regelt die Systemverantwortung der ÜNB und knüpft damit an deren Verpflichtung zur Regelung der Energieübertragung aus § 12 EnWG an427. Über § 14 Abs. 1 EnWG gelten diese Regelungen auch auf Verteilernetzebene. Die ÜNB werden berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch netz- oder marktbezogene Maßnahmen oder zusätzliche Reserven zu beseitigen. Nur unter der Bedingung, dass sich die Gefährdung bzw. Störung nicht durch solche Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG beheben lässt, können sie als ultima ratio sog. Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG ergreifen. Die für die Ergreifung entsprechender Maßnahmen erforderliche Gefährdung liegt insb. in den in § 13 Abs. 4 EnWG genannten Fällen vor, d.h. wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu befürchten ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die ÜNB nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann. Dies bedeutet, dass der Eintritt der beschriebenen Situation objektiv hinreichend wahrscheinlich erscheinen muss428. Es bedarf also einer konkreten Gefahr, deren Vorliegen allerdings aus einer ex ante-Perspektive bestimmt wird429. Der Begriff der Störung ist dagegen nicht durch das Gesetz näher 426 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.3 (Speicher). 427 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 1. 428 Hartmann/Weise, in: Danner/Theobald, Energierecht, EnWG, § 13 Rn. 12. 429 Ebenda. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Mussaeus/Meier 175 definiert; allgemein liegt eine Störung vor, wenn sich die zeitlich zuvor gegebene Gefahr realisiert hat430. Die netz- und marktbezogenen Maßnahmen sowie die Mobilisierung zusätzlicher Reserven stehen im Verhältnis der Subsidiarität zueinander. Dies ergibt sich zwar nicht ohne weiteres aus dem Wortlaut des § 13 Abs. 1 EnWG, jedoch sind die ÜNB nach der Gesetzesbegründung berechtigt und verpflichtet, vorrangig netzbezogene und sodann marktbezogene Maßnahmen zur Erhaltung der Elektrizitätsversorgung einzusetzen431. Unterstützend wird auf die Bindung der ÜNB an die Zielvorgaben des § 1 EnWG hingewiesen432. Die in § 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG genannten netzbezogenen Maßnahmen betreffen den technischen Netzbetrieb433, was der ausdrückliche Hinweis auf Netzschaltungen verdeutlicht. Gemeint sind folglich nur solche Maßnahmen, die dem Netzbetreiber innerhalb des Netzbetriebs zur Verfügung stehen. Diese Maßnahmen verändern den Lastfluss im Netzversorgungssystem, allerdings ohne in die Rechte einzelner Netzkunden einzugreifen434. Die dazu subsidiären marktbezogenen Maßnahmen können dagegen u.U. zu Beeinträchtigungen des Netznutzungsrechts einzelner Netzkunden führen. In diesem Rahmen hat insb. das Erzeugungs- und Lastmanagement435 erhebliche praktische Relevanz436. Beim Erzeugungsmanagement ist maßgeblich zwischen dem sog. Redispatch und dem Countertrading zu differenzieren. Unter Redispatch437 wird die präventive oder kurative Anpassung der Wirkleistung von Erzeugungsanlagen und Speichern, also der Eingriff in die Fahrweise verstanden, um Leistungsüberlastungen vorzubeugen bzw. diese zu beheben438. Countertrading bezeichnet demgegenüber das präventive oder kurative gegenläufige und regelzonenübergreifende Handelsgeschäft, das von einem ÜNB veranlasst wird, um kurzfristig auftretende Netzengpässe zu vermeiden oder zu beseitigen439. 430 Hartmann/Weise, in: Danner/Theobald, Energierecht, ENWG, § 13 Rn. 11; Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 17. 431 Vgl. BT-Drs. 15/3917 v. 14.10.2004, S. 57. 432 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 42. 433 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 21. 434 Vgl. dazu u.a. Sötebier, in: Britz u.a., EnWG § 13 Rn. 25. 435 Zum Lastmanagement vgl. ausführlich unten Abschnitt 4.5 Lastmanagement – Demand Side Management). 436 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 23. 437 Sieh auch unten Abschnitte 3.6.5 (Redispatch) und 3.6.6 (Netzreserve). 438 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 24. 439 Tüngler, in: Kment, EnWG, § 13 Rn. 26. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 176 Mussaeus/Meier § 13 Abs. 2 EnWG berechtigt und verpflichtet die ÜNB, sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen anzupassen oder eine solche Anpassung zu verlangen. Diese Notfallmaßnahmen sind gegenüber den Maßnahmen aus § 13 Abs. 1 EnWG nachrangig440. Entsprechende Schaltungen können z.B. ausnahmsweise dann erforderlich sein, wenn ein Netzzusammenbruch droht441. Weil sowohl die Anpassung von Stromeinspeisungen als auch von Stromtransiten und Stromabnahmen in Betracht kommt, können Stromerzeuger, Abnehmer und Netzkunden gleichermaßen von diesen Schaltmaßnahmen betroffen sein. 3.6.3 Vorgaben zur Abschaltkaskade Im Falle einer Unterfrequenz des Netzes oder einer Unterspannung erfolgt die Anpassung durch zwangsweise Lastabschaltungen. Bei drohender Überfrequenz durch erhöhte Einspeisung findet die Anpassung durch die zwangsweise Abschaltung von Erzeugungsanlagen statt. Zu beachten ist insofern allerdings der Einspeisevorrang von EEG- und KWK-Anlagen. Im Rahmen der Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG wird zwischen der Anpassung durch den Netzbetreiber und dem Anpassungsverlangen differenziert442. Die Notwendigkeit eines Anpassungsverlangens kann sich ergeben, wenn Mitwirkungshandlungen aufseiten des Erzeugers oder des Abnehmers erforderlich sind. Keine Voraussetzung des „Anpassens“ ist, dass bereits eine Einspeisung oder Abnahme vorliegt, vielmehr können auch zum Zeitpunkt der Notfallmaßnahme nicht betriebsbereite Anlagen Adressaten eines Anpassungsverlangens sein. Die Verbände BDEW und VKU haben einen gemeinsamen „Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern – Kommunikations- und Anwendungsleitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gem. §§ 13 Abs. 1, 14 Abs. 1 und 1c EnWG“443 zur Konkretisierung bei der Umsetzung von Notfallmaßnahmen veröffentlicht. Beschrieben werden die Zusammenarbeit und das Verhältnis der Netzbetreiber zueinander, m.a.W. das Verhältnis des ÜNB zu seinem nachgelagerten VNB sowie das Verhältnis des vorgelagerten VNB zu seinem unmittelbar nachgelagerten VNB und jeweils umgekehrt. Die Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen und Störungen sollen dabei im Rahmen einer Kaskade erfolgen. Der Begriff der Kaskade wird letztlich dadurch festgelegt, dass der jeweilige Netzbetreiber bei einer Gefährdung oder Störung des Elektrizitätsversorgungssystems, 440 BT-Drs. 15/3917 v. 14.10.2004, S. 57. 441 Ebenda. 442 Dazu sowie zum Folgenden Reuter/Meier, in: PwC (Hrsg.) Regulierung in der deutschen Energiewirtschaft, 4. Aufl. Band I 2015, S. 619 ff. 443 Aktuelle Fassung v. 31.10.2014, Version 3.0. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Mussaeus/Meier 177 die durch netz- oder marktbezogene Maßnahmen nicht bzw. nicht rechtzeitig behoben werden kann, Anpassungsmaßnahmen nach Maßgabe des § 13 Abs. 2 EnWG im eigenen Netz durchführt sowie – soweit vorhanden – im nachgelagerten Netz veranlasst. Der Netzbetreiber stellt mit Unterstützung seiner nachgelagerten Netzbetreiber die Sicherheit des Elektrizitätsversorgungssystems mit den geringstmöglichen Eingriffen wieder her. Die Umsetzung aller erforderlichen Maßnahmen erfolgt kaskadiert über alle Netzebenen. Sie beginnt in dem Netz, in dem die Störung vorliegt. Der oben erwähnte Leitfaden enthält Handlungsempfehlungen, die primär darauf abzielen, die operative Handlungsfähigkeit bei der Vornahme von Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG durch Abstimmung der Netzbetreiber zu ermöglichen. Die Verbände haben darüber hinaus ein Muster für eine „Vereinbarung über die Anwendung des BDEW/VKU-Praxisleitfadens zur Umsetzung der Systemverantwortung“ konzipiert. Diese Vereinbarung dient sowohl der vertraglichen Implementierung des Leitfadens zwischen den Netzbetreibern untereinander als auch der näheren Ausgestaltung des Leitfadens. Anders als der Leitfaden „Krisenvorsorge Gas“ über § 3 Abs. 1 KOV IX gilt der Praxisleitfaden Strom nicht unmittelbar zwischen vor- und nachgelagertem Netzbetreiber. Die Muster-Vereinbarung hat insofern Regelungen zwischen dem vor- und dem nachgelagerten Netzbetreiber zur konkreten Anwendung des Praxisleitfadens zum Gegenstand, insb. zur Umsetzung der operativen und informatorischen Kaskade unter Berücksichtigung der jeweiligen technischen Möglichkeiten. Zur Umsetzung der Kaskade müssen geeignete Voraussetzungen in der Kommunikationsinfrastruktur zwischen den Netzbetreibern geschaffen werden. In der informatorischen Kaskade sollen die Kommunikationswege beschrieben, festgelegt und erprobt werden. Hier müssen die Netzbetreiber untereinander die Kommunikation sicherstellen. Gegenstand der operativen Kaskade ist dagegen die Beschreibung der Szenarien, die zu einem Netzengpass oder einer Systembilanzstörung führen sowie die grundsätzliche Handlungsabfolge. Hier obliegt es jedem Netzbetreiber selbst, ein eigenes Konzept zur Abschaltung von Verbrauchern und Erzeugern zu erstellen und für dessen effiziente Umsetzung zu sorgen. Die operative und informatorische Kaskade wird in technischer Hinsicht durch die neue VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4140444 ausgestaltet. Die Anwendungsregel konkretisiert den BDEW/VKU-Praxisleitfaden und ersetzt Abschnitt 2 des Transmission Code 2007. Sie ist am 01.02.2017 in Kraft getreten. 444 VDE-AR-N 4140 „Kaskadierung von Maßnahmen für die Systemsicherheit von elektrischen Energieversorgungsnetzen“. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 178 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Wenn die Netzbetreiber die sich aus der Anwendungsregel ergebenden Vorgaben einhalten, wird nach § 49 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 EnWG vermutet, dass sie die allgemein anerkannten Regeln der Technik eingehalten haben. Die Anwendungsregel enthält u.a. konkrete Handlungsabfolgen für Maßnahmen im Rahmen der operativen Kaskade. Diese werden für fünf Szenarien dargestellt: Netzengpass wegen Erzeugungsüberschuss/zu geringer Netzlast Systembilanzabweichung wegen Erzeugungsüberschusses/geringer Netzlast Netzengpass wegen zu hoher Netzlast/geringer Erzeugung Systembilanzabweichungen wegen Erzeugungsmangel/zu hoher Netzlast Spannungsproblem (schleichender Spannungskollaps). Hinsichtlich der Verantwortlichkeit für die einzelnen Maßnahmen der Handlungsabfolge wird zwischen drei Rollen unterschieden: Rolle des auslösenden Netzbetreibers, der des anfordernden Netzbetreibers und der des ausführenden Netzbetreibers. Relevant dürfte insb. sein, dass die Anwendungsregel konkrete Zeitvorgaben für die Umsetzung von Maßnahmen aufstellt. Die Kaskadenstufenzeit darf für jeden einzelnen in der Kaskade beteiligten ausführenden Netzbetreiber maximal 12 Minuten betragen. Sie setzt sich bei dem ausführenden Netzbetreiber aus der Vorbereitungsund der Umsetzungszeit zusammen, wobei die Vorbereitungszeit wiederum eine Dauer von 6 Minuten nicht überschreiten darf. Zudem sollen die ersten drei Stufen einer Kaskade, d.h. die Umsetzungszeit beim auslösenden Netzbetreiber sowie die Kaskadenstufenzeit bei den beiden jeweils nachgelagerten Netzbetreibern, eine Kaskadenzeit tK von 18 Minuten nicht überschreiten. Diese Anforderungen müssen grundsätzlich so schnell wie möglich, spätestens jedoch zwei Jahre nach dem Inkrafttreten der Anwendungsregel eingehalten werden. Soweit der Verteilernetzbetreiber diese zeitlichen Vorgaben nicht eigenständig sicherstellen kann, muss er sich eines Dienstleisters bedienen. Dienstleistungen über Schaltmaßnahmen können sowohl durch den vorgelagerten Netzbetreiber erfolgen oder aber durch benachbarte Netzbetreiber mit durchgängig besetzter Leitwarte auf derselben Spannungsebene. Hierzu müssen entsprechende Dienstleistungsverträge geschlossen werden, in denen die Integration in das Schaltkonzept des Dienstleisters sowie Haftungsfragen geregelt werden. 3.6.4 Regelenergie Als Teil des kontinentaleuropäischen Strom-Verbundnetzes haben die deutschen ÜNB die Aufgabe, innerhalb ihrer Verantwortungsgebiete für Netzstabilität zu sorgen. In diesen Regelzonen kommt es durch unvorhersehbare technische Störfälle Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 179 regelungstechnisch unvermeidbar zu kleinen und durch den Ausbau der (flukturierenden) erneuerbaren Energien zeitweise aber auch zu größeren Erzeugungsschwankungen. Die nachfolgende Abb. 45 zeigt vier typische Ursachen für Regelenergiebedarf im Verlauf eines Tages. Der dargestellte Lastgang sowie der Kraftwerkseinsatz entsprechen einem Szenario, mit dessen Eintreten im derzeitigen deutschen Stromversorgungssystem durchaus zu rechnen sein kann. Ursache [1] simuliert einen unvorhersehbaren technischen Störfall (hier: der plötzliche Ausfall eines Spitzenlastkraftwerks); es wird positive Regelenergie benötigt. Die Ursachen [2] und [4] entsprechen einer vermehrten flächendeckenden Sonneneinstrahlung (sog. solar peak) bzw. einem vermehrten flächendeckenden Windaufkommen (sog. wind peak) oberhalb der Prognosen. Während dieser Zeitintervalle wird negative Regelleistung erforderlich. Ursache [3] zeigt ein mögliches Flexibilitätsdefizit in der Spitzenlasterzeugung. Im Zeitraum zwischen den Erzeugungsspitzen von PV- und WE-Anlagen, kann es passieren, dass Spitzenlastkraftwerke nicht ausreichend schnell auf den Witterungsumschwung reagieren können und sich eine Erzeugungslücke bildet, die mit Hilfe von positiver Regelenergie geschlossen werden kann. Abb. 45: Regelleistungsbedarf in einem Stromversorgungssystem mit hohem Anteil erneuerbarer Energien Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 180 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Konkret erfordert diese Situation die ausreichende Vorhaltung flexibler Erzeugungsund Verbrauchseinrichtungen, um einen stetigen Ausgleich von Einspeisung und Entnahme herstellen zu können, sodass die Sollnetzfrequenz von 50 Hz (± 0,01 Hz Toleranz) und damit die einwandfreie Funktion elektrischer Verbraucher (z.B. elektrische Uhren ohne Funksignal-Steuerung) gewährleistet wird. Übersteigt das Stromangebot die Stromnachfrage, muss der überschüssige Strom aus dem Netz entnommen, d.h. die Nachfrage erhöht oder die Erzeugung reduziert werden. Man spricht in diesem Fall von negativer Regelleistung, die z.B. durch das Drosseln oder Abschalten variabler Stromerzeugungskapazitäten oder das Zuschalten variabler Lasten erreicht werden kann. Überschreitet hingegen die Nachfrage das Stromangebot, wird positive Regelleistung erforderlich. Durch das weitere Hochfahren von noch nicht voll ausgelasteten Kraftwerken muss zusätzliche Leistung in das Stromnetz eingespeist oder durch das Abschalten variabler Lasten die Nachfrage reduziert werden. Um auf Abweichungen von der Sollfrequenz – ausgelöst durch Prognosefehler, Kraftwerksausfälle oder ungünstige Witterungsbedingungen – adäquat reagieren zu können, wurden verschiedene gestaffelte Regelmechanismen unter Einsatz der sog. Regelenergiearten eingeführt. Die Abgrenzung dieser Regelenergiearten findet insb. nach der Lastfolgefähigkeit ihrer Erzeugungstechnologie statt, d.h. der Fähigkeit, innerhalb einer bestimmten Vorlaufzeit eine bestimmte positive oder negative Last für einen definierten Mindestzeitraum anbieten zu können. Nicht zu den klassischen Regelenergiearten zählend, jedoch vorgelagert, ist die Momentanreserve. Diese wird bauartbedingt durch die Generatoren konventioneller Kraftwerke bereitgestellt. Der bei einem Erzeugungsausfall im Stromnetz entstehende Frequenzabfall wird durch die Trägheit der rotierenden Schwungmassen der Generatoren und daran gekoppelter Strömungsmaschinen (Turbinen) kurzzeitig abgefangen. Dadurch kann das Stromnetz bis zum Einsatz von Primärregelleistung (siehe b)) kurzfristig stabil gehalten werden. Aufgrund tendenziell abnehmender rotierender Massen im deutschen Großkraftwerkspark infolge ihrer Verdrängung durch die erneuerbaren Energien, werden in der Zukunft alternative Erbringer von Momentanreserve notwendig. Als technisch geeignet gelten Biomasse-Anlagen und WE-Anlagen, letztere insb. durch die zusätzlich mit den Generatoren verbundenen großen Schwungmassen ihrer Rotoren. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 181 Primärregelleistung hat mit einer Bereitstellung von Strom innerhalb von 30 sec. die geringste Vorlaufzeit445. Ihr Abruf erfolgt überwiegend über große konventionelle Kraftwerke und hydraulische (Pump-)Speicher- oder Laufwasserkraftwerke mit Stauwasserbecken und wird im kontinentaleuropäischen Strom- Verbundnetz solidarisch, unselektiv und automatisch bei einer Frequenzverschiebung außerhalb der Toleranz aktiviert. Der Ausgleich erfolgt also nicht nach dem Verursacherprinzip, sondern gemeinsam durch alle Verbundpartner. Bei der Ausschreibung von Primärregelleistung wird nicht in positive und negative Leistung unterschieden – es handelt sich um ein symmetrisches Produkt. Im Anschluss an die Primärregelleistung wird die Sekundärregelleistung abgerufen, die innerhalb von 5 Miunten. (und mit einem Leistungsgradienten von nicht weniger als 2 % der Kraftwerksbemessungsleistung pro Min.) bereitgestellt werden muss und die Primärregelleistung ablöst. Ihre Aktivierung erfolgt im Gegensatz zur PRL verursachergerecht. Tritt innerhalb seiner Regelzone eine Systembilanzstörung auf, so hat der zuständige ÜNB für deren Behebung zu sorgen. Jeder ÜNB besitzt dazu eine leittechnische Verbindung, den sog. Leistungs-Frequenz-Regler, welcher im Störungsfall automatisiert Regelleistung aus dem Regelkraftwerkspool einer Regelzone anfordert. Zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung werden überwiegend Steinkohle-, GuD- sowie (Pump-)Speicherkraftwerke eingesetzt. Sekundärregelleistung wird nicht als symmetrisches Produkt gehandelt, sondern separat für negative und positive Leistung ausgeschrieben. Die Aktivierung von Minutenreserveleistung bzw. Tertiärregelleistung hat innerhalb von spätestens 15 Minuten zu erfolgen und wird manuell durch den jeweiligen ÜNB angestoßen, wobei ausschreibungsseitig wiederum in positive und negative Leistung unterschieden wird. Zur Bereitstellung von Minutenreserveleistung kommen insb. schnellstartende Gasturbinenkraftwerke und direktvermarktende EEG-Anlagen (z.B. Biogas-BHKW) sowie nachfrageseitiges Lastmanagement446 (Demand Side Management) zum Einsatz. Der Bilanzkreisausgleich (häufig auch als Stundenreserve bezeichnet) gehört faktisch nicht zu den Regelenergiearten, sondern ist diesen in ihrer Aktivierung nachgelagert. Weicht die Frequenz mehr als 60 Minuten von ihrem Soll ab, muss der BKV mittels Stundenreserve für einen Ausgleich sorgen. Dabei kommen insb. kurzfristige Börsengeschäfte (Intraday-Produkte) zum Einsatz. 445 Gleichmäßig in 30 sec. aktivieren und mindestens über einen Zeitraum von 15 Minuten abgegeben Regelleistung.net, Zugriff am 22.08.2016: Gem. dem TransmissionCode 2007: (Netz- und Systemregeln der deutschen ÜNB) müssen Erzeugungseinheiten mit einer Nennleistung ≥ 100 MW grds. zur Abgabe von Primärregelleistung fähig sein und ständig ±2% ihrer Nennleistung können. 446 Vgl. dazu unten Abschnitt 4.5.2 (Demand Side Management). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 182 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander Folgende Grafik veranschaulicht schematisch die zeitliche Abfolge beim Abruf von Regelleistung: Abb. 46: Schema der zeitlichen Abfolge beim Abruf von Regelleistung447 Einem besonderen Leistungstest wurden die ÜNB und das System der Regelenergie am 20.03.2015 durch die hochprozentige partielle Sonnenfinsternis (83 % Bedeckungsgrad über Mitteleuropa) unterzogen. Dank gründlicher, mehrmonatiger Vorbereitungen der ÜNB durch vermehrte Regelleistungsbeschaffung konnte ein insgesamt stressfreier Netzbetrieb aufrechterhalten werden. Im Zeitfenster von 8 bis 12 Uhr standen am Tag der Sonnenfinsternis insgesamt rd. 8 GW positive und über 7 GW negative Gesamtregelleistung zur Verfügung448. Regelleistung wird seit Dezember 2007 gemeinsam von den deutschen ÜNB über die Internetplattform „Regelleistung.net“ ausgeschrieben. Die Ausschreibungen für Primär- und Sekundärregelleistung finden im wöchentlichen Turnus statt, Minutenregelleistung wird werktäglich ausgeschrieben. Um an den Ausschreibungen als Anbieter von Regelenergie teilnehmen zu können, müssen die technischen Präqualifikationsvorgaben, je nach Regelenergieart eine Mindestgebotsgröße (Primärregelleistung: 1 MW, Sekundärregelleistung und Minutenregelleistung: 5 MW) gewährleistet sein. Diese kann auch durch Angebotspooling, also das Zusammenfassen mehrerer Anlagen, erreicht werden449. Bei der Ausschreibung von Primärregelleistung ist regelzoneninternes Angebotspooling erlaubt, für Sekundär- und Minuten- 447 Darstellung basierend auf Panos Konstantin: Praxisbuch Energiewirtschaft – Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt, 3. Aufl. 2013, S. 286. 448 Fraunhofer IWES, Institutsteil Energiesystemtechnik, Kassel (2015): Auswertung des Effekts der Sonnenfinsternis v. 20.03.2015 auf das deutsche Energieversorgungssystem. 449 Vgl. dazu weiterführend Abschnitte 4.2 (Virtuelle Kraftwerke) und 7.2.1 (Erzeugungskonzepte von der dezentralen Einzelanlage über das Großkraftwerk bis zum Anlagencluster). Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Liebaug/Sinagowitz/Neuschwander 183 regelleistung kann sowohl regelzonenintern als auch regelzonenübergreifend gepoolt werden. Die Vorhaltung von Leistung aller Regelenergiearten wird jeweils mit einem Leistungspreis (Bereitschaftsvergütung) vergütet, der tatsächliche Abruf von Sekundär- und Minutenregelleistung zusätzlich mit einem spezifischen, mengenbasierten Arbeitspreis. Die Zuschlagsvergabe innerhalb der Ausschreibungen folgt dem Merit- Order-Prinzip450. In einer ersten Runde werden alle Gebote nach ihren Leistungspreisen in aufsteigender Reihenfolge kumuliert. Bis zur Erreichung der ausgeschriebenen Menge erhalten alle gebotenen günstigsten Leistungspreise den Zuschlag nach dem sog. Pay-as-bid-Verfahren. In einer zweiten Runde (für Sekundär- und Minutenregelleistung) werden alle bezuschlagten Gebote der ersten Ausschreibungsrunde nach ihren Arbeitspreisen aufsteigend sortiert und im Bedarfsfall – mit den günstigsten Angeboten beginnend – abgerufen. Die Kosten der Regelenergievorhaltung und -aktivierung tragen zum einen die Endverbraucher über die Netzentgelte (Leistungspreis), zum anderen die Bilanzkreise über den Ausgleichsenergiemechanismus (Arbeitspreis). Lt. Monitoringbericht 2015 der BNetzA steigt die Anzahl der Anbieter von Regelenergie stetig an – ein Zeichen für die Attraktivität der Vermarktungsmöglichkeit sowie der kontinuierlichen Verbesserung der Präqualifikationsanforderungen, um auch kleinen und EEG-Anlagen (insb. Biogas-BHKW) die Ausschreibungsteilnahme zu ermöglichen. So betrug die Anzahl der präqualifizierten Anbieter von Primärregelleistung Mitte 2015 16, von Sekundärregelleistung 31 und für Minutenregelleistung 42451. Sanken die Ausschreibungsvolumina von PRL seit 2009 leicht, nahmen sie 2014 mit 568 MW je Ausschreibungsrunde im Vergleich zum Vorjahr (2013: 551 MW) leicht zu452. Im Jahr 2014 wurden insgesamt 1,2 TWh (2013: 1,5 TWh) positive Sekundärregelleistung und 1,6 TWh (2013: 2,3 TWh) negative Sekundärregelleistung abgerufen, was rd.7 % bzw.9 % der ausgeschriebenen Maximalvolumina entspricht453. Die aktivierte Menge positiver Minutenregelleistung betrug 2014 176 GWh (2013: 244 GWh), diejenige negativer Minutenregelleistung 185 GWh (2013: 458 GWh)454. 450 Vgl. dazu Abschnitt 2.3.1.2 (Börsenhandel). 451 BNetzA (2016): Monitoringbericht 2015, S. 127. 452 BNetzA (2016): a.a.O., S. 126. 453 BNetzA (2016): a.a.O., S. 127 ff. 454 BNetzA (2016): a.a.O., S. 133. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 184 Sinagowitz/Neuschwander/Kleene Mit der AbLaV vom 28.12.2012455 wurden die ÜNB erstmalig verpflichtet, monatlich 3.000 MW Abschaltleistung aus abschaltbaren Lasten auszuschreiben, um das Regelungspotenzial von DSM zu stärken. Es wird zwischen sofort abschaltbaren Lasten und schnell abschaltbare Lasten unterschieden. An den Ausschreibungen für abschaltbare Lasten können Großverbraucher teilnehmen, die an ein Höchstspannungsnetz angeschlossen sind und kurzfristig ihren Verbrauch reduzieren bzw. vollständig herunterfahren können. Die Vergütung erfolgt analog zur Regelenergie über einen Leistungs- und Arbeitspreis, wobei der monatliche Leistungspreis nach § 4 Abs. 2 AbLaV festgelegt ist. 3.6.5 Redispatch Im Bereich der Übertragungsnetze kann eine lokal übermäßige Belastung von Betriebsmitteln, wie bspw. Freileiterseile oder Transformatoren, durch Nichteinhaltung von Grenzwerten (bzgl. Stromstärke und Spannung) besonders schwerwiegende Folgen haben, da sich ein Ausfall ihrer Transportleistung kaskadierend auch auf die Netzstabilität der darunter liegenden Netzebenen auswirken kann. Den ÜNB wurde daher auf Basis vertraglicher Vereinbarungen, gesetzlicher Schuldverhältnisse und im Rahmen des Einspeisemanagements nach § 13 EnWG bzw. §§ 6, 11 und 12 EEG das Recht eingeräumt, in Engpasssituationen steuernd in die Erzeugung derjenigen Kraftwerke innerhalb ihrer Regelzone einzugreifen, die über eine elektrische Netto- Bemessungswirkleistung von mind. 50 MW verfügen. Dieser sog. Redispatch ist das Ergebnis einer vorausberechneten Lastflussanalyse, die die ÜNB auf Basis der lieferantenseitig vorgelegten Fahrpläne und dem daraus akkumulierten Dispatch ihrer Regelzone durchführen456. Ergeben sich aus der Lastflussanalyse für bestimmte Netzabschnitte Kapazitätsengpässe für den Folgetag, so müssen diese durch eine veränderte Allokation der Wirkleistungseinspeisung aus Kraftwerken diesseits und jenseits der Engpässe entschärft werden. Die ÜNB weisen infolgedessen einspeiseseitig den Engpässen naheliegende Betreiber konventioneller oder regenerativer Kraftwerke in ihrer Regelzone eine reduzierte Stromproduktion im berechneten Zeitfenster und im notwendigen Umfang an. Parallel erhalten Betreiber geeigneter Kraftwerke am Ende der Engpässe das Signal zur ersatzweisen Bereitstellung der benötigten Wirkleistung. Engpässe werden somit auf Geheiß der ÜNB durch gegenläufige Fahrplanänderungen geeigneter Kraftwerkspaarungen eliminiert. Räumlich verkürzt sich dadurch die Trans- 455 Novelliert durch Verordnung v. 10.10.2016, BGBl. I, S. 2241; Einzelheiten vgl. unten Abschnitt 4.5.4 (Die Verordnung zu abschaltbaren Lasten und sonstige Erlösmöglichkeiten). 456 BNetzA (2012): BK6-11-09, Stand: 30.10.2012. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Sinagowitz/Neuschwander/Kleene 185 portdistanz zwischen Stromerzeugung und Stromentnahme aus dem Netz, wodurch weniger Transportkapazitäten benötigt werden. Insgesamt soll die eingespeiste Wirkleistung in den betroffenen Regelzonen möglichst konstant bleiben, um alle Strombedarfe der Letztverbraucher unter Erhalt der Netzstabilität bedienen zu können. Die Bedarfsanalyse wird seitens der BNetzA turnusmäßig überprüft und die errechnete Netzreservekapazität für Redispatch-Maßnahmen jährlich veröffentlicht. Angesichts des Atomausstiegs und der damit verbundenen Abschaltungen mehrerer Kernkraftwerke sowie des stark gewachsenen Ausbaus von PV- und WE-Anlagen hat in den vergangenen Jahren die Zahl der Störungen und Engpässe im Stromnetz deutlich zugenommen. Damit einhergehend steigerte sich auch die Anzahl an Redispatch-Maßnahmen, um die auftretenden Netzengpässe aufzulösen. Während im Jahr 2010 insgesamt in 1588 Stunden Redispatch betrieben wurde, lag diese Zahl mit 8116 Stunden im Jahre 2014 mehr als fünfmal so hoch457. Dieser Umstand spiegelt sich auch in der Entwicklung der Redispatch-bedingten Kosten wider. Die Anlagenbetreiber, deren Anlagen im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen rauf- oder runtergefahren werden, erhalten vom jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber Vergütungszahlungen, die die Übertragungsnetzbetreiber wiederum als Regelkosten auf die Netznutzer umlegen. Infolge der gestiegenen Redispatch-Maßnahmen haben sich die Kosten hierfür im Zeitraum von 2010 bis zum Jahr 2015 mehr als verdoppelt458; Tendenz steigend. Die Redispatch-Maßnahmen zur Drosselung und Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung umfassten im Jahr 2014 insgesamt 5.197 GWh, 2015 summierten sich dem Bericht der BNetzA nach zufolge bereits 16.000 GWh459 auf. In den Wintermonaten ist der Redispatch-Bedarf am höchsten, weil große Mengen an Windstrom in Norddeutschland ins Stromnetz eingespeist werden, während die in Süddeutschland installierten PV-Anlagen den dortigen Bedarf wetterbedingt nicht befriedigen können. 2015 wurden an 39 Tagen Reservekraftwerke mit einer Leistung von 1.193 MW eingesetzt (Gesamtarbeit: 548 GWh). Reservekraftwerke werden dann abgerufen, wenn Redispatch-Maßnahmen nicht ausreichend sind, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Die im Jahr 2015 praktizierten Eingriffe in das Stromnetz wurden fast ausschließlich von den beiden ÜNB Tennet (9.095 GWh) und 50Hertz (6.512 GWh) in Nord- und Ostdeutschland vorgenommen. In Mittel- und Süddeutschland mussten TransnetBW (126 GWh) und Amprion (78 GWh) dagegen kaum eingreifen. Darüber hinaus verschärfte sich die Situation durch die Abschaltung des Kernkraft- 457 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 71, Rz. 270 f. 458 Vgl. Monopolkommission, Sondergutachten 71, Rz. 271 f. 459 BNetzA (2015 u. 2016): Quartalsberichte 2015 sowie Gesamtjahresbetrachtung 2015 zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 186 Sinagowitz/Neuschwander/Kleene werks Grafenrheinfeld am 27.06.2015460 und durch hohe Stromexporte nach Österreich461. Für den Winter 2016/17 wurden 5.400 MW an Erzeugungskapazität prognostiziert, für den Winter 2018/19 mit 1.900 MW deutlich weniger462. Die Kosten für den Redispatch entstehen aus der Erstattung der Brennstoff- und Anfahrkosten an die Betreiber der beteiligten Kraftwerke, Ausgleichzahlungen durch das Einspeisemanagement (Abregelung von EEG- und KWK-Anlagen, insgesamt 4.722 GWh im Jahr 2015) und dem Ausgleich der Bilanzkreise der von den Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen betroffenen Betreiber. Sie werden auf die Netzentgelte463 umgelegt und den Betreibern durch die ÜNB erstattet. Durch das am 30.07.2016 in Kraft getretene StrommarktG464 erhielt die Vergütung von Redispatch-Maßnahmen eine gesetzliche Grundlage. Bis 2012 war in Deutschland die Vergütung von Redispatch-Maßnahmen nicht einheitlich geregelt. Es bestanden bilaterale einzelvertragliche Vereinbarungen zwischen Netzbetreibern und Kraftwerksbetreibern. Mit Blick auf den steigenden Bedarf an Redispatch-Maßnahmen hielt die BNetzA eine bundesweit einheitliche Regelung für notwendig. Deshalb legte sie schließlich in 2012 Kriterien zur Anwendung des damals geltenden § 13 Abs. 1a EnWG (in Kraft ab 4.8.2011) fest, der lediglich sehr allgemeine und grds. Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen vorsah. Die Festlegungen enthielten sowohl Kriterien zur Bestimmung der zum Redispatch verpflichteten Adressaten als auch zur Bestimmung der gesetzlich vorgesehenen „angemessenen Vergütung“. Nach Auffassung der BNetzA sollten Kraftwerksbetreiber für einen Redispatch- Einsatz lediglich einen Aufwendungsersatz, insb. Ersatz der variablen Kosten wie Brennstoffkosten, erhalten. Bei einem nur geringfügigen Kraftwerkseinsatz sollte sich die Vergütung auf der Basis des niedrigsten stündlichen Strom-Börsenpreises des Vormonats (EPEX-Spot-Preis), zu dem ein Kraftwerk Strom eingespeist hatte, berechnen. Wird eine Anlage heruntergefahren, sollten entsprechend die ersparten Aufwendungen an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstatten sein, nicht aber Fixkosten und der Ersatz entgangener Gewinnchancen oder eine Eigenkapitalrendite. Erst sofern Redispatch-Maßnahmen eines Kraftwerks mehr als 10 % der Stromeinspeisemengen des Vorjahres betreffen, sollte ein über einen bloßen Aufwendungsersatz hinausgehender Leistungsanteil gewährt werden. Auf die Beschwerden einer 460 E.ON Kernkraft GmbH online (2016): Informationen über unsere Kernkraftwerke. 461 Tradenews Energy, Freitag, 05.08.2016, Nr. 150 MBI/aul/hek/4.8.2016. 462 BNetzA, Bericht zur Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2016/17 sowie das Jahr 2018/2019, Stand: April 2016. 463 Vgl. dazu oben Abschnitt 2.2.2.1 (Netzentgelte). 464 Als sog. Artikelgesetz ändern sich durch den Erlass des StrommarktG verschiedene weitere Gesetze und Verordnungen, u.a. das EnWG, das EEG sowie die ResKV. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Sinagowitz/Neuschwander/Kleene 187 Reihe von Kraftwerksbetreibern hin, hob das OLG Düsseldorf die Festlegungen der BNetzA auf. Das OLG Düsseldorf wandte gegen die Vorgaben der BNetzA ein, dass die vorgesehene Vergütung nicht ausreichend und nicht kostendeckend sei. Das Gericht sah neben dem reinen Aufwandsersatz auch Kapitalkosten und entgangene Gewinne (sog. Opportunitätskosten) als erstattungsfähig an465. In die Verfahren vor dem OLG Düsseldorf hatte sich zudem das BKartA als „amicus curiae“ eingebracht, v.a. mit Kritik an der Regelung, wonach ab einer Redispatch-Einspeisung von mehr als 10 % im Vergleich zur Vorjahreserzeugung auch ein Leistungsentgelt vergütet werden könne. Denn diese Regelung wirkte aus Sicht des BKartA als Anreiz für Kraftwerksbetreiber, Redispatch-Maßnahmen zu provozieren oder die normale Vermarktung von „redispatch-affinen“ Erzeugungsanlagen zu reduzieren und sei so geeignet, den Wettbewerb einzuschränken466. Das BKartA hatte aus den gleichen Bedenken hinsichtlich der sog. Irsching Verträge467 bereits ein Kartellverfahren eingeleitet und wurde darin vom OLG Düsseldorf bestätigt. Die BNetzA griff die Entscheidungen des OLG nicht an, sondern nahm in Folge seine Festlegungen zum Redispatch zurück. 465 OLG Düsseldorf, Beschluss v. 28.4.2015,VI-3 Kart 332/12 (V), Rz. 122 ff. 466 BKartA, Az. B8-78/13, P-65/14, Fallbericht v. 29.05.2015, S. 6 f. 467 Das BKartA führte ein Kartellverwaltungsverfahren nach Art. 101 AEUV, § 32 GWB gegen die E.ON Kraftwerke GmbH, die Gemeinschaftskraftwerk Irsching GmbH und den Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO GmbH wegen zweier Redispatch Vereinbarungen v. 26.04.2013 („Irsching Verträge“). Das Kartellverfahren lief parallel zum Verfahren beim OLG Düsseldorf. Das Verfahren wurde im Nachgang zur Entscheidung des OLG eingestellt. Die seither mit Blick auf die Redispatch-Vergütung unklare und unsichere Rechtslage hat der Gesetzgeber durch Einführung des § 13a EnWG zum 30.07.2016 beseitigt. Wie bereits der durch diese Regelung abgelöste alte § 13 Abs. 1a EnWG bestimmt der neue § 13a EnWG in Abs. 1, dass Redispatch-Maßnahmen vom Übertragungsnetzbetreiber dem Kraftwerksbetreiber angemessen zu vergüten sind. § 13 EnWG gibt darüber hinaus handhabbare Vorgaben zur Bestimmung einer angemessenen Vergütung. Diese ist nach § 13a Abs. 2 EnWG (dann) angemessen, wenn sie den Anlagenbetreiber wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Redispatch-Maßnahme stünde. In den Nummern 1 bis 4 folgen dann sog. „Bestandteile einer angemessenen Vergütung“. So umfasst eine angemessene Vergütung die sogenanntesog. Erzeugungsauslagen (Nr. 1), also notwendige Auslagen für die tatsächliche Anpassung der Einspeisung, ferner einen anteiligen Werteverbrauch (Nr. 2) sowie die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten (Opportunitätskosten), soweit diese die Erzeugungsauslagen und den anteiligen Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 188 Meier Werteverbrauch übersteigen (Nr. 3). Soweit die Betriebsbereitschaft der Anlage erst für die Redispatch-Maßnahme hergestellt oder eine Revision verschoben werden muss, sind auch insofern notwendige Auslagen zu erstatten(Nr. 4). Unter die Erzeugungsauslagen fallen ausweislich der Gesetzesbegründung zusätzliche Kosten für Brennstoff, für Emissionszertifikate, sowie Kosten für zusätzliche Instandhaltung und Verschleiß. Auch Kosten, die für Redispatch-bedingte alternative Wärmeerzeugung aufgewendet werden müssen, sind als Erzeugungsauslagen erstattungsfähig468. Hinweise zur Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs finden sich in § 13a Abs. 3 EnWG. Grundlage sind demnach die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern der abgerufenen Erzeugungsanlagen. Auf Basis des Quotienten von Restwerten und Restnutzugsdauern wird eine Jahresabschreibung bestimmt, die dem Werteverbrauch bei normaler Auslastung entspricht. Der Redispatch-bedingte anteilige Werteverbrauch bestimmt sich auf Basis der Jahresabschreibung aus dem Verhältnis von Redispatch-Stunden und Anzahl geplanter Betriebsstunden bei der Investitionsentscheidung für die jeweilige Anlage. § 13a Abs. 4 EnWG verschafft Klarheit über die nicht erstattungsfähigen Kosten. Dies sind im Grundsatz solche Kosten, die unabhängig von der Heranziehung einer Erzeugungsanlage zum Redispatch entstehen (Sowieso-Kosten), z.B. die Verzinsung des gebundenen Eigenkapitals, Betriebsbereitschaftsauslagen, etc.469. § 13a Abs. 5 EnWG sieht schließlich vor, dass die Regelungen zur Redispatch-Vergütung bis zum 01.01.2013 zurückwirken; für die Zeit bis zum 30.04. 2015 allerdings nur, soweit sie den Anlagenbetreiber nicht schlechter stellen. 3.6.6 Netzreserve Mit § 13 Abs. 1 Nr. 3 i.V.m. § 13d EnWG wurde im Zuge des StrommarktG 2016 die Netzreserve als weiteres Element zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ausgeweitet. Die ÜNB halten nach § 13d Abs. 1 EnWG Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, insb. für die Bewirtschaftung von Netzengpässen, für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus vor. Gebildet wird die Netzreserve zum einen aus Anlagen, die derzeit nicht betriebsbereit sind und aufgrund ihrer Systemrelevanz auf Anforderung der ÜNB wieder betriebsbereit gemacht werden müssen, zum anderen aus systemrelevanten Anlagen, 468 Vgl. BT-Drs. 542/15 v. 06.11.2015, S. 98. 469 Vgl. BT-Drs. 542/15, S. 98 f. Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Meier 189 für die die Betreiber eine vorläufige oder endgültige Stilllegung angezeigt haben, sowie aus geeigneten Anlagen im europäischen Ausland. Die eigentliche Bildung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen zur Netzreserve erfolgt dabei auf Grundlage von Verträgen zwischen den Übertragungsnetz- und den Anlagenbetreibern in Abstimmung mit der BNetzA nach Maßgabe der Bestimmungen der NetzResV470, 471. Die Netzreserveverordnung472 ist aus der früheren Reservekraftwerksverordnung hervorgegangen. In beihilferechtlicher Hinsicht473 wurde sie erst im Dezember 2016 von der EU-Kommission genehmigt. Sie regelt das Verfahren der Beschaffung der Netzreserve, den Einsatz von Anlagen in der Netzreserve sowie Anforderungen an Anlagen in der Netzreserve. § 2 NetzResV statuiert als Zweck der Netzreserve die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems. Aufgabe der BNetzA ist es, den jährlichen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve auf der Grundlage einer von den ÜNB gemeinsam erstellten Analyse zu prüfen. § 7 NetzResV sieht vor, dass Anlagen der Netzreserve ausschließlich außerhalb der Strommärkte nach Maßgabe der von den ÜNB angeforderten Sicherheitsmaßnahmen eingesetzt werden dürfen. Der Einsatz der Anlagen der Netzreserve ist gem. § 7 Abs. 2 Satz 2 Netz- ResV nachrangig zu geeigneten Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG sowie § 13a EnWG, solange und soweit diese Maßnahmen zur Gewährleistung der Systemsicherheit zuvor bereits ausreichend gewesen sind. Dem Anlagenbetreiber werden die Kosten, die durch die Nutzung der bestehenden Anlage in der Netzreserve entstehen, von dem jeweiligen ÜNB nach Maßgabe des § 5 NetzResV erstattet. Nicht erstattungsfähig sind solche Kosten, die auch im Falle einer endgültigen Stilllegung angefallen wären. Hinsichtlich der Art des Einsatzes gilt § 7 NetzResV zudem entsprechend, wenn der Betreiber einer Anlage, die vorläufig stillgelegt werden sollte, zu einer längeren Bereithaltung und dem Einsatz seiner Anlage zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems verpflichtet wird. Gleiches gilt, wenn dem Betreiber die endgültige Stilllegung seiner Anlage verboten wurde. 470 Vgl. dazu auch Stelter/Ipsen, EnWZ 2016,S. 483, 486. 471 Vgl. dazu § 13d Abs. 3 Satz 1 EnWG. 472 Verordnung zur Regelung der Beschaffung und Vorhaltung von Anlagen in der Netzreserve (Netzreserveverordnung – NetzResV) v. 27.06.2013 (BGBl. I; S. 1947), zuletzt ge- ändert durch Art. 4 des Gesetzes zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung und zur Eigenversorgung v. 22.12.2016 (BGBl. I, S. 3106). 473 Zur Beihilfeproblematik vgl. oben allgemein Abschnitt 3.1.2.4 (Beihilfenrechtlicher Rahmen). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 190 Meier 3.6.7 Kapazitätsreserve und Sicherheitsbereitschaft Um die Versorgungssicherheit für den stromversorgungstechnisch sehr sensiblen Industriestandort Deutschland auch unter den veränderten Bedingungen der Energiewende zu gewährleisten, wurde durch das StrommarktG und auf Grundlage einer finalen Systemanalyse im Herbst 2016 eine Kapazitätsreserve eingeführt. Die Kapazitätsreserve dient als externes Instrument der Absicherung des Strommarktes und kommt zum Einsatz, wenn trotz freier Preisbildung an der Strombörse kein ausreichendes Stromangebot existiert, um einen stetigen Ausgleich mit der Stromnachfrage zu ermöglichen. Dazu werden Erzeugungskapazitäten strikt außerhalb des Strommarktes vorgehalten und bei Bedarf eingesetzt. Die Kapazitätsreserve wird schrittweise auf Basis regelmäßiger wettbewerblicher Ausschreibungen474 gebildet. Sie soll ab dem Winterhalbjahr 2018/19 eine Reserveleistung von bis zu 2 GW umfassen. Die Betreiber von Kraftwerken in der Kapazitätsreserve erhalten eine Vergütung zur Kompensation ihrer Kosten im Zusammenhang mit der Vor- und Instandhaltung der betriebsbereiten Anlagen und der variablen Erzeugungskosten. Ergibt die regelmäßig zu erneuernde Bedarfsprüfung einen Kapazitätsreservebedarf oberhalb von 5 % der durchschnittlichen Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland (entspricht rd. 4 GW), so kann die Entscheidung über ihre Ausweitung nur durch die Rechtsverordnung nach § 13h StrommarktG und mit Zustimmung des Bundestages ergehen. Die Anlagen der Kapazitätsreserve werden ausschließlich auf Anforderung der ÜNB Strom erzeugen und einspeisen. Die in der Netz- und Kapazitätsreserve475 vertraglich gesicherten Kraftwerke können Schnittmengen aufweisen. Nach § 13e EnWG476soll die Kapazitätsreserve in Ergänzung zur Netzreserve die Stromversorgung zusätzlich absichern477 und kostengünstiger sein als ein Stromversorgungssystem mit einem zusätzlichen Kapazitätsmarkt478. § 13e Abs. 1 EnWG definiert die Kapazitätsreserve als diejenige Regelleistung, die von den ÜNB vorgehalten wird, um im Falle einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten 474 Ab 2017 mindestens im Abstand von zwei Jahren regelmäßig durchgeführtes technologieneutrales Beschaffungsverfahren mit vorgeschalteter Bedarfsprüfung durch das BMWi (nach Abstimmung mit der EU-Kommission) auf Basis des Berichts zum Monitoring der Versorgungssicherheit. 475 Vgl. unten Abschnitt 3.6.6 (Netzreserve). 476 BT-Drs. 18/7317 v. 20.01.2016, S. 96. 477 BT-Drs. 18/7317, S. 98. 478 Zur Problematik eines Kapazitätsmarktes vgl. oben Abschnitt 3.4 (Anreize für Neuinvestitionen in Erzeugungskapazität). Versorgungssicherheit Abschnitt 3.6 Meier 191 im deutschen Netzregelverbund auszugleichen. Die Kraftwerke für das Kapazitätssegment werden mittels Ausschreibungen im Einheitspreisverfahren (pay-ascleared) kontrahiert. Die Bemessung der zu beschaffenden Kapazität wird durch die BNetzA ermittelt und festgelegt. Insb. für Kraftwerksbetreiber, deren Erzeugungsanlagen unter den wirtschaftlichen Bedingungen des Energy-only-markets (EOM) stillzulegen wären, ergibt sich durch die mögliche Teilnahme an den Ausschreibungen für das Kapazitätssegment eine Chance auf eine zusätzliche Einnahmequelle479. Mehrfachteilnahmen an Ausschreibungen sind im Kapazitätssegment möglich, eine Rückkehr in den freien Strommarkt ist nach erfolgtem Zuschlag hingegen ausgeschlossen (sog. Veräußerungs- u. Rückkehrverbot nach § 13e Abs. 4 EnWG) 480. Untergesetzlich ergänzt werden soll die Vorschrift des § 13e EnWG durch die Kapazitätsreserveverordnung. Eine entsprechende Verordnungsermächtigung sieht § 13h EnWG vor. Von dieser ist allerdings bis Ende Januar 2017 noch kein Gebrauch gemacht worden. Anfang November 2016 hat das BMWi einen Entwurf der Kapazitätsreserveverordnung481 zur Stellungnahme an die Länder und Verbände übersandt. Regelungsgegenstand der Verordnung sollen nach dem Entwurf die Beschaffung, die Teilnahmevoraussetzungen, der Einsatz und die Abrechnung der Kapazitätsreserve sein. Hinsichtlich des Verhältnisses zur Netzreserve ist vorgesehen, dass Kapazitätsreserve-Anlagen den Umfang der nach §§ 3 und 4 NetzResV zu beschaffenden Netzreserve verringern, soweit sie auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können. In dem Entwurf der Kapazitätsreserveverordnung ausführlich geregelt wird das Beschaffungsverfahren zur Kapazitätsreserve. Der Einsatz der Kapazitätsreserve durch die ÜNB darf ausschließlich als Systemdienstleistung erfolgen; er ist allerdings gleichsam nachrangig zu anderen geeigneten Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG. Zusätzlich zu den Absicherungsinstrumenten Netz- und Kapazitätsreserve wird die sog. Sicherheitsbereitschaft eingeführt482. Durch sie werden dem freien Markt mittelfristig rund 2,7 GW der im Jahr 2016 noch bestehenden, aktiven Braunkohlekapazitäten483 (rd. 13 %) entzogen, welche nach jeweils vier Jahren in der Bereitschaft endgültig stillgelegt werden müssen. 479 Neben Kraftwerksanlagen können grds. auch flexible Lasten am Kapazitätssegment teilnehmen, es gelten die analogen technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen. 480 Vgl. dazu § 13e Abs. 4 EnWG. 481 Abrufbar unter: http://bit.ly/2qED2kW. 482 Vgl. oben Abschnitt 3.5.3.2 (Sicherheitsbereitschaft für Braunkohle). 483 In § 13g EnWG werden die betreffenden Braunkohlekraftwerke benannt. Der tatsächliche Einsatz von Braunkohle-Kraftwerken in der Sicherheitsbereitschaft für die Erzeugung von Strom in Engpasssituationen gilt aufgrund der technischen Auslegung dieser Kraftwerke allgemein als unwahrscheinlich. Die Anfahrzeiten Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 192 Linden dieser Kraftwerke betragen mehrere Tage bis sogar Wochen, wodurch sich bei den voraussichtlich kurzen Einsatzintervallen ein Nutzungsgrad dieser Kraftwerke weit unterhalb ihres Wirkungsgrads im Betriebsoptimum (stationärer Betrieb unter Nennleistung) ergäbe. Dies wäre gleichbedeutend mit hohen Kosten und einem hohen spezifischen CO2-Ausstoß. 3.7 Vernetzungen in Europa 3.7.1 Bedeutung der Grenzkuppelkapazitäten Im Rahmen des EU-Ziels, einen einheitlichen EU-Binnenmarkt für Strom zu schaffen, sowie mit dem zunehmenden Anstieg der Stromerzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien, nimmt die Bedeutung des Stromaustauschs über Grenzkuppelkapazitäten immer weiter zu. Notwendige Voraussetzung für die Funktionsfähigkeit eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes ist die ausreichende Verfügbarkeit von Grenzkuppelkapazitäten. Sind genügend Interkonnektoren zwischen den einzelnen Ländern vorhanden, können mehr grenzüberschreitende Stromexporte und -importe stattfinden und die europaweite Vereinheitlichung der Strommärkte voranschreiten. Außerdem treten bei der Betrachtung eines größeren Marktgebietes Ausgleichs- und Synergieeffekte auf. Einerseits kann die Volatilität, die durch die Einspeisung fluktuierender erneuerbarer Energien entsteht, ausgeglichen und somit Versorgungssicherheit gewährleistet werden. Weiterhin ergeben sich Kostensenkungspotenziale bei der Leistungsabsicherung. Diese Effekte steigen, je größer das betrachtete geografische Gebiet bzw. die enthaltenen Erzeugungseinheiten sind. Zudem ermöglicht der Ausbau der Grenzkuppelkapazität eine Stabilisierung der Netze durch die grenzüberschreitende Kopplung von Regelenergiemärkten. Die Vereinheitlichung der Märkte zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes ist ein erklärtes Ziel der EU und soll mit dem 3. Binnenmarktpaket weiter vorangetrieben werden. Im grenzüberschreitenden Stromhandel, dem sog. Market Coupling, sind momentan bereits 15 europäische Länder und somit dreiviertel des europäischen Strommarktes im Day-Ahead-Markt miteinander gekoppelt. Durch Marktkoppelung soll zwischen den teilnehmenden Ländern eine effizientere Nutzung der verfügbaren Übertragungskapazitäten erreicht werden. Ziel ist eine weitere Angleichung der Preise in den teilnehmenden nationalen Day-Ahead-Märkten. Denn je höher die Preiskonvergenz, desto effizienter werden die vorhandenen Grenzkuppelkapazitäten genutzt (vgl. BNetzA 2015). Deutschland, Österreich und Luxemburg sind darüber hinaus in einer gemeinsamen Gebotszone verbunden, in der Strom gehandelt werden kann und in der ein einheitlicher Preis existiert. Diese gemeinsa- Vernetzungen in Europa Abschnitt 3.7 Linden 193 me Gebotszone ist möglich, da – historisch bedingt – stets ausreichend grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten vorhanden sind. Mit einer zunehmenden Integration des europäischen Strommarktes können Ausgleichs- und Synergieeffekte erzielt werden. Die volatile Erzeugung aus erneuerbaren Energien steigt in Deutschland und in Europa sukzessive an. Wird das gemeinsame Netz,- bzw. Marktgebiet durch den Ausbau der Grenzkuppelkapazitäten vergrößert, können durch eine Erhöhung der länderüberschreitenden Stromimporteund -exporte „Portfolioeffekte“ bei der Einspeisung von Windenergie und PV entstehen. Der überregionale Ausgleich der regionalen Wetterbedingungen bei einer räumlichen Ausweitung führt zu einer Erhöhung der gesicherten Erzeugungsleistung, die durch erneuerbare Energien bereitgestellt werden kann. Daher führt länderübergreifende Zusammenarbeit zu Einsparpotenzialen hinsichtlich der gesicherten Leistung, die durch konventionelle Kraftwerke zur Verfügung gestellt werden und finanziell entlohnt werden muss. Zusätzlich sinkt die Wahrscheinlichkeit, dass konventionelle Kraftwerke zeitgleich ausfallen mit der Größe des betrachteten Marktgebiets (bzw. mit der installierten Erzeugungsleistung und Anzahl der Anlagen). Auch treten Lastspitzen europaweit zeitlich unterschiedlich auf, was weitere Portfolioeffekte – hier auf der Nachfrageseite – möglich macht. Insgesamt ist also die Summe der verbundweiten residualen Jahreshöchstlast deutlich geringer als die der aggregierten nationalen residualen Jahreshöchstlasten. Inwiefern diese Synergieeffekte genutzt werden können, wird auch vom Ausbaustand der Grenzkuppelkapazitäten bestimmt (vgl. BNetzA 2015). Unter der Annahme, dass keine Netzengpässe vorhanden sind, können lt. Prognos (2015) im Jahr 2030 im Verbund von 15 europäischen Ländern Potenziale in einer Größenordnung von insgesamt etwa 34 GW bei einer Integration der Leistungsabsicherung abgeschöpft werden. Durch fluktuierende Stromerzeugung aus Sonne und Wind, der regelmäßig Prognosefehlern unterliegt, steigt auch der Bedarf an Regelenergie. Der Regelenergiemarkt ist ein weiterer Bereich, in dem durch die ausreichende Verfügbarkeit von Grenzkuppelkapazitäten Einsparpotenziale erzielt werden können. Momentan werden die Regelenergiemärkte primär national gesteuert, es existieren nur wenige grenzüberschreitende Initiativen mit geringer geografischer Ausdehnung. Das kann zu einem „Gegeneinanderregeln“ in benachbarten Regelzonen führen. Das bedeutet, dass in einer Regelzone eine positive Reserve aktiviert wird, bspw. um einen Kraftwerksausfall auszugleichen, während in der benachbarten Regelzone eine negative Reserve zum Einsatz kommt. Diesen Effekt kann man durch den Aufbau eines grenzüberschreitenden Regelenergiemarktes verhindern, in dem Leistungsungleichgewichte zentral erfasst und saldiert werden. In Deutschland besteht seit dem Jahr 2010 aufgrund einer Anordnung Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 194 Linden der BNetzA ein Netzregelverbund der vier deutschen ÜBN, in dem der Regelleistungsbedarf gemeinsam definiert wird. Damit wird die Aktivierung gegenläufiger Regelleistung verhindert. Zudem wird so ein deutschlandweit einheitlicher Marktmechanismus geschaffen, der zu einem deutschlandweiten kostenoptimalen Einsatz von Regelenergie führt. In den letzten Jahren wurden außerdem mit den Ländern Dänemark, Niederlande, Schweiz, Tschechien, Belgien und Österreich Kooperationen zur Vermeidung gegenläufiger Regelung geschlossen. Dadurch konnten bereits Kosten in Höhe von rd. 200 Mio. eingespart werden. Da die physikalische Saldierung von Leistungsungleichgewichten hohe Potenziale für Wohlfahrtgewinne für Gesamteuropa bietet, ist im Netzkodex Regelenergie eine verbindliche Implementierung für alle europäischen Übertragungsnetzbetreiber vorgesehen (vgl. BNetzA 2015). Deutschland ist durch seine geografische Lage in der Mitte Europas und Transitland eine Drehscheibe für den grenzüberschreitenden Stromaustausch in Europa. Dabei exportiert Deutschland mehr Strom als es importiert. Seit 2011 sind die deutschen Stromexporte kontinuierlich gestiegen (vgl. Abb. 47) und lagen im Jahr 2015 bei 83 TWh. Die Steigerung der Exporte begründet sich durch die zunehmende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit niedrigen Grenzkosten. Dies führt zu niedrigen Strompreisen im deutschen Markt im Vergleich zum europäischen Durchschnitt (vgl. BNetzA 2015). Bis zum Jahr 2025 wird ein weiterer Anstieg der Stromexporte auf 126 TWh erwartet (NEP). Abb. 47: Stromexporte und –importe in Deutschland (Quelle: ÜNB 2015, AGEB 2016) Vernetzungen in Europa Abschnitt 3.7 Linden 195 Abb. 48 beschreibt die Höhe der mittleren verfügbaren Im- und Export-Grenzkuppelkapazitäten im Jahr 2014 für Deutschland. Insgesamt besaß Deutschland im Jahr 2014 eine mittlere verfügbare Übertragungskapazität von 21.193 MW484 (BNetzA 2015). Aufgrund der gemeinsamen Gebotszone mit Österreich und Luxemburg sind die Übertragungskapazitäten in diese Länder in der Darstellung ausgenommen. Abb. 48: Mittlere verfügbare Ex- und Import-Grenzkuppelkapazitäten in Deutschland 2014 (Quelle: BNetzA 2015) Im Zeitraum bis 2030 wird ein deutlicher Ausbau der Grenzkuppelkapazitäten Deutschlands erwartet (vgl. Abb. 48 und Abb. 49). Die Kapazitäten zu den Nachbarländern sollen i.d.R. um das zwei bis dreifache ausgebaut werden. Durch einen zunehmenden Ausbau der Grenzkuppelkapazitäten und der daraus resultierenden Ausweitung des Markt- und Wettbewerbsgebiets wird in den Strommärkten die Liquidität steigen. Für Unternehmen werden neue Perspektiven, neue Marktgebiete und Marktsegmente eröffnet, bspw. im Rahmen einer grenzüberschreitenden Teilnahme am Regelenergiemarkt. 484 Nicht enthalten sind die sind die Übertragungskapazitäten in Länder mit einer gemeinsamen Gebotszone (Österreich und Luxemburg). Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 196 Linden Abb. 49: Geplante Im- und Exportkapazitäten in Deutschland 2030, Quelle: R2b 2014 Andererseits werden sie aber auch mit neuen Herausforderungen konfrontiert. Denn eine Ausweitung des Marktgebiets und Verringerung der Markteintrittsbarrieren bedeutet auch einen Anstieg der Konkurrenz. Einhergehend werden sich die europaweiten Strompreisunterschiede an den Großhandelsmärkten weiter verringern. Je stärker der Anstieg der Verbundgröße, desto mehr steigen die möglichen Synergiepotenziale, desto größer werden jedoch auch die Transaktions- und Umsetzungskosten. Kosten für Anpassungen der Rahmenbedingungen, bspw. für die Schaffung von Rechtssicherheit durch einen gemeinsamen rechtlichen Rahmen werden anfallen. Die Kosten des Ausbaus der Netze sollten daher den möglichen Kosteneinsparungen gegenübergestellt werden, um zu überprüfen, ob ein volkswirtschaftlich effizientes Integrationsniveau erreicht ist. 3.7.2 Status Quo: Verbundnetz Strom Stromhandel zwischen unterschiedlichen Marktgebieten führt auch zu ungeplanten Stromflüssen. Aufgrund des Ausbaus der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist in Deutschland das Transportaufkommen gestiegen, während die Fortschritte beim Netzausbau noch vergleichsweise gering sind. Überkapazitäten im Erzeugungsbereich im Norden Deutschlands haben daher in der Vergangenheit zu Ringflüssen geführt (vgl. Abb. 50). Ein ausländisches Stromnetz wird dabei für den Stromtransport genutzt, wenn im nationalen Netz Engpässe auftreten. In Polen und Vernetzungen in Europa Abschnitt 3.7 Linden 197 in der Tschechischen Republik haben deutsche Ringflüsse vermehrt zu Netzinstabilität geführt. Abb. 50: Ungeplante Ringflüsse von Deutschland (Quelle: THEMA Consulting Group, The Polish Institute for International Affairs) Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 198 Linden Momentan wird daher an der Installation physikalischer Phasenschieber-Transformatoren gearbeitet, um die ungeplanten Stromflüsse einzudämmen. So soll sichergestellt werden, dass der in der Gebotszone Deutschland-Österreich verbrauchte Strom vorrangig durch die eigenen Netze fließt485. Der weitere Anstieg dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien schafft europaweit neue Herausforderungen für das Versorgungssystem der Zukunft. Durch deren Ausbau an günstigen Erzeugungsstandorten der oftmals weit entfernt der Lastzentren stattfindet (wie bspw. Solarparks im sonnenreichen europäischen Süden oder Windanlagen an windstarken Küsten) steigen die Anforderungen an die ausgleichende Funktion des europäischen Verbundnetzes. Für die Zukunft ist daher zu erwarten, dass die Integration und Vernetzung der nationalen Strommärkte weiter fortschreiten wird. Auch in der Politik wird sie auf nationaler sowie europäischer Ebene aktiv vorangetrieben. Dabei bestimmt die verfügbare grenzüberschreitende Stromnetzinfrastruktur wesentlich die weitere Integration und Flexibilisierung des europäischen Strommarktes. Je weiter der zukünftige Netzausbau voranschreitet, desto besser können Lastspitzen ausgeglichen werden und erneuerbare Energien integriert werden – ausreichende Transportkapazitäten in den nationalen Netzen vorausgesetzt. Dafür müssen die momentan vorhandenen Engpässe im bestehenden Binnenmarkt behoben werden und innereuropäische Grenzkuppelstellen486 ausgebaut werden (vgl. Abb. 48). 485 BNetzA 2015. 486 Vgl. dazu oben Abschnitt 3.7.1 (Bedeutung der Grenzkuppelkapazitäten). Vernetzungen in Europa Abschnitt 3.7 Linden 199 Abb. 51: Verbliebene Engpässe (ENTSO-E 2014b, S.42) Der europaweite Bedarf am notwendigen Ausbau des Übertragungsnetzes wird von den TSO im TYNDP (Ten-Year Network Development Plan) aufgezeigt. Bis 2030 soll die momentan vorhandene Kapazität in Europa im Durchschnitt verdoppelt werden (ENTSO-E 2014a). Dabei gilt v.a. die Einbindung der „Inselregionen“ Spanien/Portugal, Italien, Großbritannien sowie der baltischen Staaten als wesentliche Herausforderung. Abb. 52 zeigt die Zielkapazitäten für Zentral- und Osteuropa. In Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 200 Linden Deutschland, dem als Transitland eine Schlüsselrolle zukommt, sind Investitionen in den Netzausbau in Höhe von 35 bis 54 Mrd. EUR geplant (ENTSO-E, 2014b). Abb. 52: Zielkapazitäten 2030 Vision 1 (ENTSO-E 2014b, S. 76) Insb. fehlende gesellschaftliche Akzeptanz stellt jedoch für großflächige Netzausbauprojekte aktuell ein Hindernis dar. Vernetzungen in Europa Abschnitt 3.7 Albersmann 201 3.7.3 Öffnung der Märkte für Regelenergie Die Öffnung der Regelenergiemärkte war ein wesentlicher Bestandteil des Weißbuches, das im Sommer 2015 vom BMWi veröffentlicht wurde. Insb. Speichern, flexiblen Verbrauchern und erneuerbaren Energien sollten einen Zugang zu den Regelleistungsmärkten haben. Die BNetzA berücksichtigte bei Überarbeitung des Regelenergiemarktes in erster Linie folgende Punkte487: Die Produktlaufzeiten bei der Sekundärregelleistung verkürzen, Sekundärregelleistung und Minutenreserve kalendertäglich ausschreiben, Anbietern von Sekundärregelleistung ermöglichen ihren Leistungszuschlag weiterzuverkaufen, mehr Anbietern die Bereitstellung von Regelenergie ermöglichen, den Zeitpunkt der Gebotsabgabe für die Sekundärregelleistung verschieben, die Produktlänge der Minutenreserve verkürzen, Regelarbeitspreise der Minutenreserve und der Sekundärregelleistung mit Einheitspreisverfahren bestimmen. Um eine höhere Versorgungssicherheit zu erreichen, wird von der BNetzA angepeilt, den Markt mehr Anbietern zu öffnen. Bislang können Netzbetreiber kurzfristig benötigte Regelenergie nur von Kapazitäten abrufen denen zuvor per Ausschreibung ein Leistungszuschlag erteilt wurde. Ein weiterer Aspekt, der von der BNetzA hervorgehoben wird, ist der erleichterte Zugang für Aggregatoren zu den Regelenergiemärkten. Die Rolle des Aggregators ist eine eigens für das Stromdesign 2.0 geschaffene Rolle. Der Aggregator ist für die Identifizierung und Bewertung von flexiblen Verbrauchern und für die Anbindung dieser Verbraucher zuständig. V.a. die Integration der Aggregatoren in den Regelenergiemarkt könnte dazu beitragen, die Flexibilität und Versorgungssicherheit zu erhöhen. Auch die Einrichtung grenzüberschreitender Regelenergiemärkte bspw. einer europaweit gemeinsamen Merit Order-Liste wird in Erwägung gezogen, um Versorgungssicherheit europaweit steigern zu können488. 3.7.4 Auftrennung der DE-AT Strompreiszone Die im September 2015 von der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden empfohlene Trennung der Deutsch-Österreichischen Strompreiszone trat eine Diskussion in beiden betroffenen Ländern sowie in der gesamten EU 487 BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende, Juli 2015. 488 BDEW, Analyse und Bewertung von Möglichkeiten zur Weiterentwicklung des Regelenergiemarktes Strom, April 2015. Kapitel 3 Der Strommarkt für die Energiewende 202 Albersmann los. Während man in Österreich vollkommen ablehnend auf die Auftrennung reagierte, sahen die restlichen EU-Mitglieder die Auftrennung als längst hinfällig an. In erster Linie klagten die direkten Nachbarländer Deutschlands Tschechien und Polen über die zunehmenden Transitströme in ihren Netzen, denn große Strommengen wurden und werden weiterhin vom Norden Deutschlands über die direkten Nachbarländer in den Süden bzw. nach Österreich transportiert. Der Grund hierfür sind mangelnde Netzkapazitäten und der langsame Ausbau der Übertragungsnetze. Um den in Polen und Tschechien ungewollten Stromfluss zu verhindern, haben ansässige Transportnetzbetreiber sogar mit der Installation von sog. Phasenschiebern begonnen, die zukünftig Stromflüsse aus Deutschland abblocken sollen. Eine Auftrennung der einheitlichen Strompreiszone hätte v.a. für Österreich große Auswirkungen. Bei einer Aufteilung der Strompreiszone könnten für Verbraucher in Österreich Mehrkosten in Höhe von 300 Mio. EUR/a entstehen. Aktuell profitiert auch Österreich vom schnellen Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland, da bei hoher Einspeisung in Deutschland auch gleichzeitig der Preis in Österreich sinkt. In Österreich können dementsprechend teurere Kraftwerke vom Netz genommen werden, da der Stromfluss aus Deutschland mit „billigerem“ Strom hoch genug ist. Bricht die einheitliche Strompreiszone weg, bedeutet dies für Österreich einen kleineren, weniger liquiden Markt mit höheren Strompreisen. In Deutschland herrschen verschiedene Meinungen bzgl. der Auftrennung der DE- AT-Strompreiszone vor. Während sich die BNetzA für eine Trennung der DE-AT- Strompreiszone ausspricht, stößt die Auftrennung beim BDEW und bei der DIHK auf Ablehnung. Die BNetzA begründet ihre Zustimmung v.a. mit der jährlichen Einsparung von 280 Mio. EUR/a für die Verbraucher489. BDEW und DIHK hingegen sehen eine Aufteilung als Rückschritt in der Schaffung eines europäischen Energiebinnenmarktes an und fürchten das Wegbrechen eines wichtigen Stromhandelspartners. 489 Deutscher Bundestag, Strompreiszonen, Juli 2016.

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Zusammenfassung

Das Autorenteam erklärt Ihnen die verschiedenen gesetzlichen Vorgaben und die Auswirkungen auf den deutschen Strommarkt: z.B. das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das Kraft-Wärmekopplungs-Gesetz (KWKG) und deren Novelle von 2016, den Zertifikatehandel und wichtige EU-Vorgaben sowie das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewirtschaft. Der Band befasst sich zudem mit Zukunftsthemen wie virtuellen Kraftwerken, intelligenten Messsystemen, E-Mobility und den neuen Geschäftsmodellen, die sich durch die technologische Weiterentwicklung ergeben. Darüber hinaus wagen die Experten einen Ausblick auf den Strommarkt im Jahr 2030.

 

Inhalte:

  • Technisch-wirtschaftliche Grundlagen des Strommarktes

  • Kostenstrukturen und Preisbildung

  • Politische Ziele und gesetzliche Rahmenbedingungen

  • Marktintegration von Renewables und Auswirkungen auf den Kraftwerkspark

  • Zukunftsthemen: Digitalisierung, neue Technologien und Systemansätze

  • Smart Grids und intelligente Mess-Systeme

  • Geschäftsmodelle auf dem Strommarkt der Energiewende

Arbeitshilfen online:

  • Gesetzessammlung und Richtlinientexte

  • Begründungen zu den Gesetzen und Verordnungen

  • Weitere Unterlagen zu ausgewählten Einzelfragen

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