Strommarkt

Strommarkt

Mit dem steigenden Anteil der Windenergie am deutschen Strommix spielt die Integration des Windstroms eine zunehmend wichtige Rolle. Das EEG 2014 soll u.a. der verstärkten Marktintegration, also der verstärkten Teilnahme von Erneuerbaren Energien am Strommarkt, dienen. Es verpflichtet die Anlagenbetreiber, ihren Strom direkt zu vermarkten. Als Förderinstrument dient das Marktprämienmodell.

Die  im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)  von 2012 verankerte optionale Direktvermarktung wurde im Bereich der Windenergie gut angenommen. Hiernach bekam der Anlagenbetreiber, wenn er sich für die direkte Vermarktung seines Stroms entschied, nicht mehr eine festgesetzte Einspeisevergütung, sondern einen Aufschlag („Marktprämie“) auf den Strombörsenpreis, der im Wesentlichen die Differenz zwischen Börsenpreis und festgesetzter Einspeisevergütung abbildet. Bis zum 1. August 2014 wurden rund 80 Prozent des Windstroms in der Direktvermarktung gehandelt.  Die Vermarktung wird durch spezialisierte sogenannte Direktvermarkter durchgeführt, welche die vom Anlagenbetreiber erworbenen Strommengen handeln.

Direktvermarktung

Mit der Novellierung des EEG 2014 muss der Strom aus EEG-Neunlagen direkt vermarktet werden und erhält nur noch in Ausnahmefällen eine feste Einspeisevergütung (§38).  Die Wahlfreiheit zwischen fester Vergütung und Direktvermarktung entfällt somit. Für Bestandsanlagen, die nicht von der EEG-Novellierung betroffen sind, gilt weiterhin die optionale Direktvermarktung, sie können monatlich in die feste Einspeisevergütung wechseln.
Ausnahmen in Form einer festen Einspeisevergütung existieren nur noch für kleine Neuanlagen oder im Spezialfall, wenn ein Direktvermarkter zum Beispiel durch eine Insolvenz ausfällt. In diesem Fall erhält der Anlagenbetreiber nur 80 Prozent des anzulegenden Wertes. Mit diesem Abschlag soll verhindert werden, dass die Anlagenbetreiber länger als notwendig den Ausnahmefall in Anspruch nehmen.

Zwischen den verschiedenen Veräußerungsformen der geförderten Direktvermarktung, der Sonstigen Direktvermarktung und der Einspeisevergütung (nur für kleine Anlagen) kann monatlich gewechselt werden (§§ 20 und 21 EEG 2014). Eine Aufteilung des Stroms auf verschiedene Vermarktungsformen ist durch die „anteilige Direktvermarktung“ ebenfalls möglich. Ausgenommen von der Direktvermarktung sind des Weiteren Anlagen, die in unmittelbarer Nähe zu ihrem Verbraucher stehen und den Strom nicht durch ein öffentliches Netz leiten.

Marktprämienmodell

Gegenwärtig existiert auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2014 nur noch eine Form der geförderten Direktvermarktung: die Vermarktung nach dem Marktprämienmodell (§34 EEG 2014). Neben den Einnahmen aus der Vermarktung des erzeugten Windstroms erhält der Anlagenbetreiber eine sogenannte gleitende Marktprämie. Diese wird ermittelt aus der Differenz des im EEG festgelegten Stromwerts („anzulegender Wert“) und des durchschnittlichen monatlichen Börsenstrompreises. Die sich dem Marktpreisniveau anpassende Prämie ist für 20 Jahre sowie das Jahr der Inbetriebnahme gesetzlich garantiert.

Das sogenannte „Grünstromprivileg“ wurde mit dem EEG 2014 gestrichen. Somit existiert keine geförderte Möglichkeit mehr, den Grünstrom aus den EE-Anlagen direkt an den Verbraucher zu verkaufen. Es ist hier zu befürchten, dass die verpflichtende Direktvermarktung die Marktintegration für Windstrom behindert. Durch die verpflichtende Direktvermarktung – ausschließlich über die Strombörse – wird grüner Strom an der Börse als sogenannter Graustrom gehandelt. Die grüne Eigenschaft des Stroms geht damit verloren. Dies ist volkswirtschaftlich fraglich und führt angesichts der Tatsache, dass es aufgrund der Nichtabschaltung alter Kohlekraftwerke einen massiven Preisdruck gibt, zu dem Paradoxon sinkender Börsenstrompreise und parallel steigender ↗ EEG-Umlage. Des Weiteren kann der Betreiber seinen Strom auch außerhalb des EEG verkaufen (Sonstige Direktvermarktung). Diese gänzlich nicht geförderte Form der Marktintegration wählen jedoch nur wenige Betreiber.

Marktintegration

Die genannten Modelle bezwecken eine verstärkte Marktintegration, also die verstärkte Teilnahme von Erneuerbaren Energien am Strommarkt. Das bedeutet, dass sich immer mehr Erneuerbare-Energien-Erzeuger (zuvorderst die großen, später auch die kleinen Anlagenbetreiber) künftig selbst darum kümmern müssen, ihren Strom zu verkaufen und zudem die Stromproduktion besser an die Nachfrage anzupassen.  Früher waren für die Vermarktung lediglich die vier Übertragungsnetzbetreiber zuständig.
Mittelfristig problematisch ist jedoch, dass das Design des heutigen Strommarktes auf die Erzeugung konventionellen Stroms ausgerichtet ist. Die Erneuerbaren Energien lassen sich nicht ohne Weiteres in diesen Markt integrieren. Daher ist die Schaffung eines Strommarktdesigns, das sich an den Bedürfnissen erneuerbarer Stromerzeugung orientiert, ein wichtiger Teil der Energiewende. Dafür muss der Strommarkt deutlich flexibler werden. Unflexible konventionelle Kraftwerkskapazitäten müssen reduziert, Demand-Side-Management gestärkt, die Netze ausgebaut und die Sektoren Strom, Wärme und Mobilität eng aneinander gekoppelt werden. Auch ist die Windenergie in der Lage, zukünftig mehr Verantwortung für die Systemstabilität zu übernehmen, z.B. als Akteur auf dem Regelenergiemarkt. Gegenwärtig arbeiten im Zuge des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie aufgesetzten Weißbuch-Prozesses verschiedene Stellen an der Entwicklung eines solchen Designs.

Tags: Strommarkt, Strommarktdesign, Strompreis



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Quelle: www.wind-energie.de/node/5001