Energiewende geht anders und besser – Zukunftsfähiges Marktdesign Gebot der Stunde

Energiewende geht anders und besser - Zukunftsfähiges Marktdesign Gebot der Stunde

Interview mit Guntram Pehlke

Pehlke,-Guntram-[DSW21]_4cDeutschlands kommunalwirtschaftliche Unternehmen können und wollen durchaus ihren Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten. Dies umso mehr, als sich bei den bislang eingeleiteten Schritten deutlich abzeichnet, wohin der (Irr-)weg führt:

Ins Desaster für Verbraucher wie auch Energieerzeuger. DSW21-Vorstandsvorsitzender Guntram Pehlke ist davon überzeugt, dass man die Energiewende anders und besser gestalten kann – und muss. Im folgenden Interview erklärt er, warum für ihn ein zukunftsfähiges Marktdesign, bei der Gestaltung der Energiewende, das Gebot der Stunde ist.

Herr Pehlke, Sie sprechen sich eindeutig für die Einführung eines Leistungsmarktes aus. Warum?
Im aktuellen Marktsystem wird die Möglichkeit, bei Stromknappheit versorgt zu werden, unentgeltlich gewährt. Was fehlt, sind die Knappheitssignale. Und das ist eindeutig falsch.

Können Sie die Konsequenzen etwas stärker verdeutlichen?
Zur Zeit werden wegen des wachsenden Anteils an Wind- und Photovoltaik-Strom vor allem flexible Gaskraftwerke immer seltener eingesetzt. Die Begründung ist naheliegend: Sie können durch die Bank keine ausreichenden Erlöse erzielen, die für einen wirtschaftlichen Betrieb Grundvoraussetzung sind.

Ihr Plädoyer?
Leistungsvorhaltung muss einen Gegenwert haben. Nur dann erfolgen Investitionen in versorgungssichernde Kraftwerks- und Speicherleistung. Und es bleiben auch bestehende Kraftwerke am Netz, was ebenfalls ökonomisch Sinn macht.

Wovon machen Sie denn einen Bedarf an gesicherter Leistung abhängig?
Von der maximalen Last der Verbraucher innerhalb eines Jahres. Wenn Verbraucher technisch in der Lage sind, immer dann, wenn der Strom knapp wird, ihren Verbrauch zu reduzieren, dann benötigen sie auch weniger gesicherte Leistung und haben aktiv die Chance, Kosten zu reduzieren. Industriekunden, die ihren Stromverbrauch steuern können, haben schon heute dazu die Möglichkeit. Allerdings wird es für die Mehrheit der privaten Stromverbraucher vorläufig nicht ohne eine Vollversorgung mit gesicherter Leistung gehen.

Worin sehen Sie denn die Vorteile des von Ihnen geforderten Leistungsmarktes?
Zum einen ist er Garant für umfassende Versorgungssicherheit. Zum anderen liefert er die notwendigen stabilen Preissignale für die Bereitstellung elektrischer Leistung durch Kraftwerke, Speicher oder steuerbare erneuerbare Energien. Zudem ist ein Leistungsmarkt effizienter als ein reguliertes System, und das aus gutem Grund: Der Bedarf an gesicherter Leistung kann durch Endkunden bzw. Vertriebe am besten eingeschätzt werden. Damit wird aber auch gewährleistet, dass nur so viel gesicherte Kraftwerksleistung vorgehalten wird, wie sie tatsächlich zur Vermeidung von Lieferengpässen notwendig ist. Die Nachfrageseite hat bei diesem System ebenfalls ausreichende Vorteile: Sie kann durch Flexibilisierung des Verbrauchs den Bedarf an gesicherter Leistung reduzieren – und damit sparen.

Mit welchen Zeitfenstern ist Ihre Sollbeschreibung versehen?
Spätestens Ende dieses Jahrzehnts wird der Bedarf an zusätzlicher gesicherter Leistung entstehen. Dementsprechend muss die Einführung des Marktes für gesicherte Kraftwerksleistung in spätestens drei Jahren erfolgen, damit sich dann anschließend bis Anfang der 2020er Jahre auch ein funktionierender preissignalgebender Markt etablieren kann.

Muss in diesem Zusammenhang nicht der vom Gesetzgeber beschlossene Einspeisevorrang regenerativer Energie kritisch beleuchtet werden?
In jedem Fall. Denn hierdurch hat sich eine Verschärfung der Wettbewerbssituation für die übrigen Marktteilnehmer ergeben. Dieser künstlich herbeigeführte Verdrängungseffekt lässt die Betriebszeiten betroffener Kraftwerke schwinden. Und damit steht die Frage im Raum, ob die Weiterführung der Produktion überhaupt noch wirtschaftlich vertretbar ist. Dabei ist doch unumstritten, dass Bestandskraftwerke dringend benötigt werden.

Sie fordern also eine angemessene Verantwortung der Erneuerbaren Energien (EE) für die Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems?
Richtig. Einerseits ist ein Zubau von Erneuerbaren Energien auch auf absehbare Zeit ohne Förderung noch nicht wirtschaftlich machbar. Andererseits sollen die Fördermittel künftig im Rahmen einer Ausschreibung vergeben werden, um auf diese Weise die Kosten der Förderung insgesamt zu begrenzen. Vorstellbar wäre, von staatlicher Seite eine bestimmte Menge an EE-Kapazitäten zu fördern, und zwar aufgeschlüsselt nach Technologien und Regionen.

Und das funktioniert wie?
In Auktionen würden die Bewerber jeweils angeben, zu welchem Förderbetrag sie bestimmte Mengen an EE-Kapazitäten errichten und betreiben wollen. Den Zuschlag erhalten dann die Projekte, die in der Summe die ausgeschriebenen Kapazitäten zu den geringsten Förderkosten bereitstellen werden.

Was ist mit der Vermarktung?
Die Vermarktung des EE-Stroms erfolgt ausschließlich auf dem direkten Wege. Idee ist es, dass die Investoren bei ihren Geboten die voraussichtlichen Erlöse berücksichtigen sollen, die sie über die Abschreibungsdauer hinweg durch diesen Verkauf des EE-Stroms erzielen werden.

Und welchen Vorschlag haben Sie bezüglich der Förderung?
Anders als im heutigen Erneuerbare Energien-Gesetz (EEG) würde die Anlage und eben nicht die Stromerzeugung aus der Anlage gefördert. Anlagenbetreiber, die den Aufwand für die Stromvermarktung vermeiden möchten, können die Aufgabe externen Dienstleistern übertragen. Das vorgestellte Modell würde nur für Neuanlagen gelten. Anlagen, die auf der Grundlage des heutigen EEG errichtet wurden, sollten Bestandsschutz und die durch das EEG zugesagte Vergütungerhalten.

Noch einmal auf den Punkt gebracht: Welche Vorteile hätte Ihr Vorschlag?
Diese obligatorische Vermarktung des von EE-Anlagen erzeugten Stroms ermöglicht eine Systemintegration der Erneuerbaren Energien. Sie bietet einen Anreiz, den Strom nur zu Zeiten anzubieten, zu denen auch Nachfrage besteht. Angebotsüberschüsse wie auch negative Strompreise werden vermieden. Und damit übernähmen EE – entsprechend ihrer Bedeutung – auch Verantwortung für das Gesamtsystem und würden auf diese Weise den Weg zu einer annähernden Vollversorgung durch EE ebnen.

Bei Ihrem Marktdesign haben Sie also Gegenwart wie auch die Zukunft im Blick?
Ja. In den Ausschreibungen würden sich die Anlagenkonzepte durchsetzen, die durch Effizienz und Flexibilität auf dem Strommarkt optimal agieren können und denen es möglich ist, auch auf Regelenergiemärkten anzubieten. Mittelfristig ließen sich die EE zusätzlich in den von mir beschriebenen Leistungsmarkt integrieren. Zudem erlaubt das Konzept, den Ausbau der EE technologiespezifisch und auch regional bezüglich der Steuerbarkeit besser zu gestalten. Denn da die installierte Leistung und nicht der erzeugte Strom gefördert wird, reagieren dann die EE am Markt grundsätzlich wie konventionelle Anlagen, nämlich auf Preissignale.

Bei Ihrem Vorschlag müssten aber auch die Regulierungsbedingungen neu geregelt werden?
Meiner Meinung nach muss das bestehende System der Anreizregulierung fortentwickelt werden. Es geht darum, von der reinen Kostenbetrachtung bzw. Kostensenkung wegzukommen und einen Weg zur Förderung innovativer Investitionen einzuschlagen. Die Netzintegration der EE-Anlagen wirkt sich insbesondere für die Verteilnetze aus, da der Anschluss der künftigen dezentralen Erzeuger nahezu ausschließlich auf der Verteilnetzebene stattfinden wird. Deshalb brauchen wir eine Netzregulierung, die es erlaubt, die Verteilnetze nachhaltig qualitativ und damit zu intelligenten Netzen um- und auszubauen.

Wie soll das im Einzelnen aussehen?
Um die schwankende Netzeinspeisung aus EE zu integrieren, ist auf lange Sicht der qualitative Um- und Ausbau der Netze die volkswirtschaftlich günstigste Option. Der Zubau der EE führt zu einem erheblichen Um- und Ausbaubedarf der Netzinfrastruktur. Denn nur so können entsprechende Einspeisungen aufgenommen werden und nur dann lässt sich die Versorgungsqualität, insbesondere die Spannungshaltung, aufrechterhalten.

Notwendige Rahmenbedingungen sind dabei welche?
Die betroffenen Netzbetreiber müssen investieren. Sie benötigen aber auch im Rahmen der Anreizregulierung eine angemessene Refinanzierung. Wir brauchen dementsprechend geeignete Instrumente, die es erlauben, Verteilnetze qualitativ und damit zu intelligenten Netzen um- und auszubauen. Diese intelligenten Netze bilden dann die Grundlage für die effiziente, diskriminierungsfreie Einbindung einer Vielzahl dezentraler Erzeuger als so genannte virtuelle Kraftwerke über alle Größenklassen hinweg. Abgesehen von den großen, in der Regel Offshore Windparks wirkt sich dies insbesondere für die Verteilnetze aus, da der Anschluss der zukünftigen dezentralen Erzeuger fast vollständig auf der Ebene der Verteilnetze stattfinden wird.

Herzlichen Dank für das Gespräch.