Dem Blackout vorbeugen

6. Juli 2021

Was es braucht, damit nach dem Atom- und Kohleausstieg nicht die Lichter ausgehen

Das Kohlekraftwerk Heyden 4 hätte eigentlich in diesen Tagen vom Netz gehen sollen. Erfolgreich hatte sich sein Betreiber Uniper um Entschädigungen beworben. Aber die Bundesnetzagentur legte gegen die Stilllegung ein Veto ein, weil sonst Engpässe in der Stromversorgung drohten. Damit in wind- und sonnenarmen Stunden nicht die Lichter ausgehen, bleibt Heyden 4 nun noch eine Weile Reservekraftwerk. Wie eine ganze Reihe weiterer Kohlemeiler nimmt es also nicht mehr am Strommarkt teil, sondern steht bereit, auf Befehl der Netzbetreiber in kritischen Phasen zu liefern. Diese separat regulierte Back-up-Bevorratung kostet viel Geld. Der Verbraucher zahlt dafür über die Netzentgelte. Das mag widersinnig erscheinen, denn einerseits fördert die Politik den Vormarsch der erneuerbaren Energien, andererseits sichert sie ihn durch besonders klimaschädliche Kohlekraftwerke ab. Sind neben Solarzellen und Windrädern nicht auch Speicher mittlerweile so günstig, dass die Nahezu-Vollversorgung mit Ökostrom nur noch eine Frage der Zeit ist? Wird nicht vermehrt das Ausland für den hiesigen Markt produzieren, etwa durch die deutlich ertragreichere Windkraft aus Dänemark oder Wasserkraft aus Norwegen? Und sind die in den verbleibenden Dunkelflauten hohen Preise am Strommarkt nicht Anreiz genug für Marktteilnehmer, in leicht hoch- und runterfahrbare Gaskraftwerke zu investieren? Diese könnten mit einem immer höheren Anteil an „grünem“ Wasserstoff betrieben werden, also nicht zwangsläufig zu stranded assets werden.


Jein, sagen Fachleute, die sich mit dem optimalen Design von Märkten beschäftigen. Zu ihnen gehören die Kölner Verhaltensökonomen Axel Ockenfels und Peter Cramton sowie Steven Stoft aus Berkeley. Zusammen haben sie vor einigen Jahren ein viel zitiertes Papier geschrieben und darin die Vorteile eines Kapazitätsmarkts dargelegt. In einem solchen werden Kraftwerksbetreiber nach wettbewerblichen Spielregeln für die Fähigkeit und Bereitschaft vergütet, auch in Stresssituationen zuverlässig Strom zu erzeugen – statt, wie in Deutschland derzeit, nur für die tatsächlich produzierte Elektrizität und ansonsten wie Heyden 4 in einem selbst für Fachleute schwer durchschaubaren Geflecht aus Netzreserve und Kapazitätsreserve, Sicherheitsbereitschaft und sogenannten besonderen netztechnischen Betriebsmitteln, die allesamt außerhalb des Markts stehen.


Ein Grund sei Marktversagen: „In normalen Zeiten, wenn die Versorgungslage gut ist, ist der Strompreis zu gering, um für Versorgungssicherheit in Krisenzeiten zu sorgen“, sagt Ökonom Ockenfels. Nur wenn die Stromerzeugung zur Deckung der traditionell unflexiblen Nachfrage kaum noch ausreicht, erreiche der Preis ein Niveau, das den Betrieb auch des letzten benötigten Gaskraftwerks wirtschaftlich macht. Doch werde der Strompreis in diesen sehr seltenen Extremsituationen durch regulatorische Eingriffe und strategisches Verhalten der Marktteilnehmer oft „massiv verzerrt“, sagt er. Der Preis bilde die Knappheit nicht vernünftig ab. Wenn die Not am größten ist und wegen Kraftwerksmangel gar der Strom ausfällt, stellt sich am Markt überhaupt kein Preis mehr ein. Unter diesen Bedingungen unterhält aus freien Stücken kaum jemand ein Kraftwerk nur für kritische Phasen. So droht, dass in Dunkelflauten und generell in Extremsituationen zu wenig Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Das war im letzten Winter in Texas zu sehen.
Naturgemäß argumentieren auch Teile der Energiewirtschaft so. „Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang“, sagte vor ein paar Monaten der damalige RWE-Chef Rolf Martin Schmitz. Erst kürzlich brach auch Stefan Kapferer, Chef des Netzbetreibers 50Hertz, eine Lanze für die Schaffung eines Kapazitätsmarkts. Er betonte, dass es im Jahr 2030 weiter 60 Gigawatt regelbare, also nicht wetterabhängige Kapazitäten brauche, der Atom- und Kohleausstieg aber in vollem Gange sei und kaum jemand neue Gaskraftwerke baue.


Doch die Idee bleibt umstritten. Das Bundeswirtschaftsministerium hat einem Kapazitätsmarkt vor einigen Jahren eine Absage erteilt. Es kam zu der Auffassung, dass der Strommarkt die notwendigen Erzeugungskapazitäten – inklusive der „zur Integration der Erneuerbaren erforderlichen Lösungen“ – von selbst bereitstellen könne und ansonsten das bestehende separat regulierte Sicherheitsgeflecht funktioniere. Und wie genau sollte der Kapazitätsmarkt aussehen? Schließlich existiert in der Theorie eine breite Palette an mengen- und preisgesteuerten Mechanismen, in denen eine Teilmenge an Kapazität oder die gesamte vorgehaltene Leistung vergütet wird. In Ländern wie Frankreich oder Großbritannien wurden sie in unterschiedlicher Form Realität.


„Den besten Kapazitätsmarkt findet man meines Erachtens im Osten der USA“, sagt Ockenfels. Anbieter verpflichteten sich dort dazu, in Knappheitssituationen eine bestimmte Strommenge liefern zu können. Diese müsse durch ausreichend Kraftwerkskapazität abgesichert sein – was Anreize für die Erzeuger schaffe, ausreichend in eine zuverlässige Stromversorgung zu investieren. Den Einwand, dass so Überkapazitäten und hohe administrative Kosten drohen, lässt Ockenfels gelten. Doch könne ein kluges Strommarktdesign Kosten sparen helfen. Der deutsche Strommarkt ist ein vergleichsweise teurer Flickenteppich“, sagt er. Herausforderungen gebe es viele. Und nicht immer berücksichtigten Regulierer systemische Risiken ausreichend – in Zeiten sich mehrender Wetterextreme und einer Stromwelt, die sich durch die Energiewende rapide ändert.


Technologische Innovationen, die die Zuverlässigkeit der Stromversorgung auch ohne regulatorische Eingriffe stärken, sind möglich. So können intelligente Kontroll- und Messgeräte und vor allem Elektroautos, Batterien und Speichermedien wie Wasserstoff dazu beitragen, die Nachfrage zu flexibilisieren und über Dunkelflauten hinwegzuhelfen. Sie dürften in Zukunft große Verbreitung finden.


Allerdings bleibt ungewiss, wie schnell. Auch Ingenieure sind deshalb in Sorge um die Versorgungssicherheit. Ob es nun wirklich einen neuen Kapazitätsmarkt braucht oder das aktuelle Modell mit Strommarkt und separat regulierten Reservekraftwerkspark effizienter ist, könne er zwar nicht beurteilen, sagt Albert Moser, Lehrstuhlinhaber Übertragungsnetze und Energiewirtschaft an der RWTH Aachen. Aber um „hinreichend disponierbare Erzeugungskapazitäten zur Erhaltung der Versorgungssicherheit zu bauen“, sei ein Markt, der nur die tatsächlich produzierte Elektrizität vergütet, in jedem Fall unzureichend.


Moser mahnt, dass Deutschlands Nachbarn im Westen in Zukunft immer weniger helfen können. Das belegten Situationen in der jüngeren Vergangenheit. Hinzu komme: Das Geschäftsmodell für Erzeugungsanlagen in der „Spitzenlast“ – die also nur in hin und wieder vorkommenden Knappheitssituationen das Investment zurückverdienen – werde erst recht unattraktiv, wenn diese Kraftwerke im europäischen Markt mit Anlagen im Ausland konkurrieren, die wie in Frankreich mit einem Kapazitätsmarkt unterstützt werden. Ein solches Design kann also auch hierzulande helfen, Kosteneffizienz und Versorgungssicherheit unter einen Hut zu bringen.

Von Niklas Záboji

Frankfurter Allgemeine Zeitung

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