Systemintegration Erneuerbarer Energien durch Marktakteure (SEEMA)

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1 Systemintegration Erneuerbarer Energien durch Marktakteure (SEEMA) Laufzeit des Vorhabens: Februar bis Dezember 2016 (Vorläufiger) Endbericht, FKZ: 03MAP329 Projektträger: Zuwendungsempfänger: IZES ggmbh Institut für ZukunftsEnergie und Stroffstromsysteme Andreas Weber Altenkesseler Str Saarbrücken Tel.: +49-(0) Fax: +49-(0) Autoren: Andreas Weber, Alexander Zipp, Johannes Kochems, Martin Luxenburger, Patrick Hoffmann Unter Mitarbeit von: Hermann Guss, Juri Horst, Silke Rühmland, Lisa Marie Bickelmann Saarbrücken, den

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3 Inhalt Abkürzungsverzeichnis... XI 1 Abstract Markt- und Systemintegration im Rahmen der Systemtransformation: Ziele und bisherige Ansätze Das Stromsystem der Zukunft Die politischen Zielsetzungen der Bundesregierung Metaanalysen langfristiger Klimaschutzszenarien Ein Bewertungsrahmen für wissenschaftliche Vorschläge und politische Maßnahmen Das Konzept der Stromsystemtransformation Das Konzept der Stromsystemintegration Das Konzept der Marktintegration Analyse der Rahmenbedingungen für die Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren Energien und Synopse der Vorschläge für ihre Weiterentwicklung (Teil-)Märkte für (F)EE Der Spotmarkt Der Terminmarkt Die Regelleistungsmärkte Der Endkundenmarkt Der Eigenverbrauch Bilanzkreiswesen Bewertung der Charakteristika von (Teil-)Märkten für (F)EE Der Spotmarkt Der Terminmarkt Die Regelleistungsmärkte III

4 3.3.4 Der Endkundenmarkt Der Eigenverbrauch Bewertung von Regularien, die (Teil-)Märkte für (F)EE direkt betreffen Bewertung sonstiger Regularien mit mittelbarer Wirkung Ökostrommodelle als Systemintegrationsansätze Zieldimensionen Ökostrommodelle Etablierte Ökostrommodelle Händlermodell Fondsmodell Initiierungsmodell Ökostrommodelle in der Diskussion Grünstrom-Markt-Modell Modell des VKU Regionales Grünstrom-Modell Peer-to-Peer (C2C / Blockchain) Ökostrommodelle in der Umsetzung Regionale Grünstromkennzeichnung Energie-Communities Mieterstrom Modellbewertung auf Integration-/Transformationsbeitrag sowie Kostenwirkung Systemintegration und Bilanzkreisverantwortung: Akteure im Spannungsfeld von börslicher Direktvermarktung und Vertrieb Bestandsaufnahme und Entwicklung der Akteurslandschaft Grobklassifizierung von Akteuren, die FEE vermarkten Strategien und Entwicklungspotenziale von Direktvermarktern und Stromvertrieben IV

5 5.1.3 Die Akteure des Stromsystems Strom als Handelsgut Weitere Aggregationsfunktionen der Akteure Konzepte der Systemintegration Vermarktungsansätze Wälzungsmodelle Nebenbedingung: Systemsicherheit als verbindendes Element Entwicklung eines Leitbildes für einen systemintegrativen Akteur im Rahmen der Stromsystemtransformation Pfad A: Vermarktungsansatz mit Single Buyer Pfad B: Vermarktungsansatz mit Wettbewerb der Vermarkter Pfad C: Peer-to-Peer -Vermarktungsansatz Pfad D: Wälzungsmodelle Literaturverzeichnis Anhang A: Marktübersicht: Ökostromprodukte in der Praxis Anhang B: Akteursbefragung V

6 Abbildungsverzeichnis Abbildung 3-1: Bewertungsprozess zur Integration EE Abbildung 3-2: Für die (F)EE-Vermarktung relevante (Teil-)Märkte Abbildung 3-3: Für die (F)EE-Vermarktung relevante (Teil-)Märkte, Aggregation Abbildung 3-4: Handelsvolumen Spotmarkt Abbildung 3-5: Open Interests Phelix Base Year Abbildung 3-6: Marktrollen nach MaBiS Abbildung 3-7: grundsätzliche Geschäftsarten Bilanzkreismanagement Abbildung 3-8: Regelzonenübergreifende Nominierungen Abbildung 3-9: Berechnung rebap, eigene Darstellung (AEP = Ausgleichsenergiepreis) Abbildung 4-1: Varianten Ökostrommodelle Abbildung 4-2: Abbildung 4-3: Bilanzielle Stromflüsse und Zahlungsströme im Grünstrom- Markt-Modell Zuteilung von Herkunftsnachweisen im regionalen Grünstrom- Modell Abbildung 4-4: Google Trends: Blockchain Energiewirtschaft Abbildung 4-5: Beispiel Kostenaufteilung Mieterstrom Abbildung 4-6: Spielraum Mieterstrommodelle Abbildung 5-1: Abbildung 5-2: Fahrweise PV und Speicher bei (erwartetem) klaren Himmel, Quelle: SMA-Portal, Anlage eines Mitarbeiters Fahrweise PV und Speicher mit (erwarteter) lokaler Bewölkung, Quelle: SMA-Portal, Anlage eines Mitarbeiters 124 Abbildung 5-3: (ex post) PV-Einspeisung und Intradaypreise am , Quelle: eex Abbildung 5-4: Verträge zwischen Akteuren im Stromsektor, Quelle: Martel/Neumann, Kap.1 Rn 14 in (Mussaeus et al. 2015) Abbildung 5-5: Beziehungen Stromkauf Abbildung 5-6: Beziehungen Stromkauf über Börse Abbildung 5-7: Beziehungen Stromkauf Haushaltskunden Abbildung 5-8: Aggregation Standardlastprofil VI

7 Abbildung 5-9: Betrachtete Konzepte der Stromsystemintegration Abbildung 5-10: Grundprinzip der Echtzeitwälzung Abbildung 6-1: Betrachtete Konzepte der Stromsystemintegration und Vorgehensweise zur Identifikation des systemintegrativen Akteurs Abbildung 9-1: Überblick zur Unternehmensstruktur Abbildung 9-2: Übersicht Direktvermarktung Abbildung 9-3: Stromprodukte im Ökostromsegment Abbildung 9-4: Abbildung 9-5: Kennzeichnung von Ökostromprodukten und Anforderungen an Zeitgleichheit Planungen und wahrgenommene Hemmnisse im Bereich Ökostrom VII

8 Tabellenverzeichnis Tabelle 2-1: Ziele des Energiekonzepts der Bundesregierung Tabelle 2-2: Übersicht der in den Metaanalysen untersuchten Studien Tabelle 3-1: Lieferperioden Futures EEX Tabelle 3-2: Übersicht über die aktuelle Ausgestaltung der Regelleistungsmärkte Tabelle 3-3: Bewertung Sportmarkt Day-Ahead Tabelle 3-4: Bewertung Spotmarkt Intraday Tabelle 3-5: Bewertung Terminmärkte Tabelle 3-6: Bewertung Primärregelleistung Tabelle 3-7: Bewertung Sekundärregelleistung Tabelle 3-8: Bewertung Minutenreserve Tabelle 3-9: Bewertung Eigenverbrauch - privat/gewerblich/industriell Tabelle 3-10: Bewertung von Regularien, die (Teil-)Märkte für FEE direkt betreffen Tabelle 3-11: Bewertung sonstiger Regularien Tabelle 4-1: Bewertung der Ökostrommodelle hinsichtlich Marktintegration, Stromsystemintegration, Stromsystemtransformation sowie Kostenwirkung auf Dritte Tabelle 5-1: Klassifizierung von Akteuren, die FEE vermarkten Tabelle 5-2: Einordnung der Rolle von Übertragungsnetzbetreibern Tabelle 5-3: Einordnung der Rolle von Verteilnetzbetreibern Tabelle 5-4: Einordnung der Rolle von Vertrieben Tabelle 5-5: Einordnung der Rolle von Direktvermarktern Tabelle 5-6: Einordnung der Rolle von Energiekonzernen Tabelle 5-7: Einordnung der Rolle von Stadtwerken Tabelle 5-8: Einordnung der Rolle von EE-Anlagenprojektierern Tabelle 5-9: Einordnung der Rolle von EE-Anlageninvestoren Tabelle 5-10: Einordnung der Rolle von operativen EE-Anlagenbetreibern 120 Tabelle 5-11: Einordnung der Rolle von Prosumern Tabelle 5-12: Einordnung der Rolle von Aggregatoren VIII

9 Tabelle 5-13: Einordnung der Rolle von Smart Meter Gateway Administratoren Tabelle 5-14: Aggregationsfunktionen bei Erzeugung Tabelle 5-15: Aggregationsfunktionen bei Verbrauch Tabelle 6-1: Systemintegrativer Akteur im Pfad A Tabelle 6-2: Systemintegrativer Akteur im Pfad B Tabelle 6-3: Systemintegrativer Akteur im Pfad C Tabelle 6-4: Systemintegrativer Akteur im Pfad D IX

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11 Abkürzungsverzeichnis BK BKartA BKV BNetzA DV EEAV EEG EES Bilanzkreis Bundeskartellamt Bilanzkreisverantwortlicher Bundesnetzagentur Direktvermarkter Ernerbare-Energien-Ausführungsverordnung (ehemals Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung (AusglMechAV)) Erneuerbare-Energien-Gesetz ENTSO-E Scheduling System EEV Erneuerbare-Energien-Verordnung (ehemals Ausgleichsmechanismus-Verordnung (AusglMechV)) EMT ENTSO-E EnWG GPKE HAN LF LMN MaBiS MsbG rebap RLM SLP StromNZV ÜNB VNB WAN Externe Marktteilnehmer European Network of Transmission System Operators for Electricity Energiewirtschaftsgesetz Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Elektrizität Home Area Network Liferant lokales metrologisches Netz Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom Messstellenbetriebsgesetz regelzonenübergreifende einheitliche Ausgleichsenergiepreis Kunden mit registrierender Leistungsmessung Standardlastprofil Stromnetzzugangsverordnung Übertragungsnetzbetreiber Verteilnetzbetreiber Wide Area Network XI

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13 1 Abstract Die Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2014) diente unter anderem der stärkeren Verankerung von Marktintegrationsinstrumenten für Strom aus Erneuerbaren Energien. Diese Anpassung wurde aufgrund des mittlerweile bedeutenden Anteils Erneuerbarer Energien und der damit verbundenen Neustrukturierung im Stromsektor für notwendig erachtet. Dabei wurde die verpflichtende Direktvermarktung als das am besten geeignete Mittel zur Marktintegration identifiziert, jedoch ab 2017 gemäß der Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen der Europäischen Wettbewerbskommission mit Ausschreibungsverfahren kombiniert. Mit dem weiterhin zunehmenden Anteil Erneuerbarer Energien wird neben einer reinen Integration in die Teilmärkte die Notwendigkeit einer Integration im gesamtsystemischen Kontext, sprich die infrastrukturelle Einbettung, die sektorübergreifende Verknüpfung und die Übernahme systemrelevanter Aufgaben seitens der EE immer dringlicher. Dies hat auch der Gesetzgeber mit Schaffung der Verordnungsermächtigung für Grünstrommodelle im Rahmen der EEG Novelle 2014 erkannt. Diese bildete auch die ursprüngliche Grundlage für diese Studie. So wurde im Rahmen des Projektes untersucht, inwieweit die Rahmenbedingungen sowie die hierauf fußenden bestehenden oder auch zukünftig denkbaren Geschäftsmodelle geeignet sind, die Systemintegration von insbesondere fluktuierenden Erneuerbaren Energien sicherzustellen und zugleich im Einklang mit einer (notwendigen) Systemtransformation (mindestens 55% EE-Anteil bis 2035) stehen. Die Untersuchung erfolgt dabei anhand eines akteursbezogenen Ansatzes, bei dem die bestehenden Akteure und deren Leistungsfähigkeit analysiert und weiter entwickelt werden sollen. Zentral für die Systemintegration ist daher die Fragestellung, welche Akteure mit welchen Geschäftsmodellen dafür besonders geeignet sind bzw. welche sich unter der Prämisse der verpflichtenden Direktvermarktung bzw. nach der Einführung von Ausschreibungsverfahren durchsetzen werden. Während aktuell neue Direktvermarkter ohne eigenes Kundenportfolio den Markt dominieren, sind immer mehr Vertriebe von größeren Stadtwerken und Regionalversorgern dabei, die Direktvermarktung von EEG-Anlagen in ihr Portfolio-Management zu integrieren. Sollte sich dieser Ansatz als werthaltiger erweisen als beispielsweise die reine Börsenvermarktung, könnte sich der Markt sehr schnell in diese Richtung entwickeln, vorausgesetzt die Rahmenbedingungen unterstützen ein solches weitergehendes Portfolio-Management als integrativen Ansatz. Letztlich geht es dabei auch um die Frage, welche Rolle die über 900 Stromvertriebe in Deutschland im Rahmen der Energiewende spielen sollen 13

14 und welche weitergehenden Wettbewerbsperspektiven sich für sie als Schlüsselakteure des liberalisierten Stromsektors ergeben können. Zur Beantwortung dieser zentralen Leitfragen im Projekt werden zunächst aufbauend auf der bestehenden Literatur die Begriffe Marktintegration, Systemintegration und Systemtransformation abgegrenzt und klar definiert. Anhand der so entwickelten Definitionen werden im Anschluss die bestehdenen Rahmenbedingungen sowie aktuelle und auch geplante Ökostrommodelle analysiert und auf ihren jeweiligen Beitrag bewertet. Aus den Analysen wird abgleitet, wo hinsichtlich der aktuellen Rahmenbedingungen noch Handlungsbedarf besteht, um den Transformationsprozess nicht zu gefährden. Die Untersuchungen zu den Ökostrommodellen kommen zu dem Schluss, dass neben ggf. mittelbaren Effekten wie Akzeptanz ein wesentlicher Beitrag zur Systemtransformation mit den meisten bestehenden Modellen kaum erreicht werden kann. Hinsichtlich des Transformationsprozesses kann zu diesem Zeitpunkt daher keine Empfehlung für zukunftsfähige Geschäftsmodelle abgeleitet werden. Eine Ausnahme bildet hier grundsätzlich der speichergestützte Eigenverbrauch, der zumindest theoretisch aufgrund des Verschiebepotentials einen wesentlichen Beitrag leisten kann. Zu beachten ist dabei jedoch, dass die zukünftige (rechtliche) Ausgestaltung wesentlich ist, um die Anreize der stets individuellen Kostenoptimierung mit einer systemdienlichen Nutzung in Einklang zu bringen ist. Im Rahmen der im Anschluss durchgeführten Analyse zur Bilanzkreisverantwortung werden die unterschiedlichen Konzepte der Systemintegration ausführlich dargelegt und die gewärtigen und zukünftigen Herausforderungen der einzelnen Akteure herausgearbeitet. Hierzu werden die unterschiedlichen Typen von Direktvermarktern klassifiziert und ihr jeweiliger Beitrag zur Markt- und zur Systemintegration identifiziert. Der Direktvermarkter ist hier weit zu verstehen und meint alle Akteurstypen, die EEG- Strom in einer direkten oder auch indirekten marktlichen Weise verwerten, wie bspw. Grünstromvermarkter und Dienstleister, aber auch Eigenverbraucher (mit Netzanschluss) sowie vollintegrierte Vertriebe. Das Handeln der einzelnen Direktvermarkter ist geprägt von den spezifischen Rahmenbedingungen, ihrer individuellen Leistungsfähigkeit sowie den (allgemeinen) Anforderungen des Bilanzkreiswesens. Den so klassifizierten Akteurstypen werden anschließend die entsprechenden Rollenbeschreibungen des Bilanzkreiswesens zugeordnet und mit den Anforderungen für die Systemintegration Erneuerbarer Energien verschnitten. Die in diesem Rahmen angestelten Untersuchungen zu Strom als Handelsgut zeigen, dass im Rahmen der aktuellen Systematik der standardisierten Lastprofile weitere, nicht unbeachtliche Effekte existieren, 14

15 die bei einer zunehmenden Individualisierung des Stromhandels bzw. der Strombeschaffung zwingend weitergehend zu prüfen sind. Dazu zählen neben Portfolioeffekten und Verteilungsfragen auch rechtliche Implikationen hinsichtlich der Bewertung des Lieferverhältnisses als solches. Schlussentlich war es das Ziel, das Leitbild eines Akteurs zu entwickeln, der die Systemintegration der Erneuerbaren Energien im weiter entwickelten liberalisierten Stromsektor so wettbewerblich wie möglich vorantreiben kann und dabei von entsprechenden Rahmenbedingungen maximal unterstützt wird. Hierzu wird die bestehende Akteursstruktur hinsichtlich ihrer Leistungsfähigkeit in Bezug auf mögliche Anpassungen der Integrationsmaßnahmen und Märkte, die zuvor eingehend untersucht wurde, als Grundlage genommen. Neben den Anforderungen an die jeweiligen Akteure wird untersucht, ob die Aufgaben auf einen konkreten Akteurstyp zulaufen (Konvergenz) oder ob es mehrere parallele Akteurstypen geben kann bzw. sollte, um die (unterschiedlichen) Integrationsaufgaben zu erfüllen (Koexistenz). Die Untersuchungen und Diskussionen mündeten in einer Art Leitfaden, der der Identifizierung des systemintegrativen Akteurs in vier Schritten dienen sollte. So wurde in einem ersten Schritt unterstellt, dass der systemintegrative Akteur aus dem existierenden Akteursspektrum des Stromsystems stammt und zur Erfüllung der systemintegrativen Aufgaben kein grundlegend neuer Akteurstyp benötigt wird. Nur im Falle, dass keiner der Akteure des betrachteten Spektrums zur Erfüllung der systemintegrativen Aufgaben eignet ist, wäre ein neuer Akteurstyp zu entwickeln gewesen. Aus konzeptionellen Überlegungen zum Handel mit Strom wurde in einem zweiten Schritt auf diejenigen Akteure eingegrenzt, welche eine Bündelung von Erzeugung bzw. Verbrauch vornehmen und Haftungsrisiken tragen bzw. die daraus resultierenden Zahlungen weiterreichen können. Ein dritter Schritt fokussiert die konzeptionellen Ansätze. Allerdings wurde erkannt, dass eine Bewertung der hiermit verbundenen Kosten nicht trivial und zudem von Entwicklungen im Zeitverlauf abhängig ist, sodass die Auswahl zwischen unterschiedlichen möglichen Konzepten auf Grundlage von Kosten an dieser Stelle offen gelassen wurde. Davon unberücksichtigt kann aber grundsätzlich in Vermarktungsansätze und Wälzungsmodelle differenziert werden. Der vierte Schritt dient der finalen Identifikation der systemintegrativen Akteure. Für unterschiedliche konzeptionelle Ansätze der Stromsystemintegration ergeben sich letztlich unterschiedliche Bedingungen dafür, die (fluktuierenden) Erneuerbaren Energien in das Stromsystem zu bringen und in dieses zu integrieren bzw. das Zusammenspiel mit den Flexibilitätsoptionen im System zu optimieren. Dies erfordert in Abhängigkeit des gewählten Ansatzes der Stromsystemintegration unterschiedliche Akteure, die diese Aufgabe bewältigen. Somit ist es unzutreffend, von dem systemintegrativen Akteur zu sprechen; 15

16 vielmehr zeigt sich je nach Entwicklungspfad ein anderer Akteur oder eine andere Akteursgruppe als vorzugswürdig, sodass von den systemintegrativen Akteuren gesprochen werden muss und der jeweilige Entwicklungspfad jeweils mitanzugeben ist. Verbindendes Charakteristikum für alle systemintegrativen Akteure ist, dass diese in allen Fällen eine Bündelung (fluktuierender) erneuerbarer Einspeisung vornehmen. Letztlich ergeben sich aufgrund dieses Leitfadens und unter Berücksichtigung der vorangegenagenen Analysen und Bewertungen vier unterschiedliche Pfade mit jeweils unterschiedlichen systemintegrativen Akteuren. Diese sind: A) Single Buyer: Konzept eines zenralen Aufkäufers von fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien, der mittels Prognosen und Flexibilitätsoptionen die bestmögliche Systemintegration anstrebt. Da mit der treuhänderischen Vermarktung der Strommengen im Rahmen der EEG-Einspeisevergütung durch den ÜNB bereits der grundlegende Mechanismus für diesen Ansatz umgesetzt ist, könnten bestehende Erfahrungen genutzt und auf diesen aufgebaut werden. Synergieeffekte ergeben sich insofern, als die ÜNB ohnehin bereits netztechnisch bedingt eine Erzeugungsprognose zu erstellen haben. Auch ein neuer unabhängiger und staatlich regulierter Akteur käme grundsätzlich in Betrach. Dabei würden Bonus- oder Malussysteme den Anreiz eines ausgeglichen Bilanzkreises erhöhen. B) Wettbewerb der Vermarkter: Mit dem Marktprämienmodell existiert bereits ein Ansatz der Vermarktung fluktuierender Erneuerbarer Energien in den Teilmärkten des Stromsystems durch mehrere im Wettbewerb stehende Vermarkter. Als systemintegrative Akteure kämen für diesen Ansatz daher insbesondere die Direktvermarktungsunternehmen infrage, die auf bestehenden Erfahrungen aufbauen können und bereits über vorhandene Portfolien verfügen. Dadurch, dass Direktvermarktungsunternehmen direkt den Risiken für Prognoseabweichungen ausgesetzt sind, ergeben sich für die Unternehmen starke Anreizen, diese Risiken zu antizipieren und ihre individuelle Prognosegüte, z.b. durch Rückgriff auf eigene Flexibilitätsoptionen, zu verbessern. C) Peer-to-Peer: Hierbei vermarkten Erzeuger ihre Erzeugung über Endkundenmärkte direkt an Verbraucher, die wiederum selbstständig die Deckung ihres Lastprofils verantworten. Somit entfallen sowohl erzeugungs- als auch verbrauchsseitig die Bündelungsfunktionen gänzlich, sodass streng genommen kein systemintegrativer Akteur identifiziert werden kann. Auch ist offen, wie ein Kontroll- und Sanktionsmechanismus in einem derartigen maximal dezentral organisierten System aussehen könnte, so dass kurz- bis mittelfristig nicht mit einer Umsetzung zu rechnen ist. 16

17 D) Wälzungsmodelle: Im Fokus stehen hier Wälzungsmodelle mit kurzen Wälzungsintervallen. Kernelement von Wälzungsansätzen ist die Integration der (fluktuierenden) Erneuerbaren Energien in die Portfolien der Vertriebe, womit die FEE in den Portfolien abgebildet werden und somit der Ausgleich der Energiemengen zur Deckung oder Beeinflussung des (prognostizierten) Verbrauchslastprofils der Vertriebe zu einer deren Kernaufgaben wird. Dabei verteilen sich die systemintegrativen Aufgaben auf zwei Akteure: einen zentralen Bündler, der eine Prognose der FEE-Einspeisung erstellt sowie Lieferanten, die um den kostengünstigsten Ausgleich der Residuallast konkurrieren. Für den zentralen Bündler kommen insbesondere der Übertragungsnetzbetreiber in Betracht. Die Lieferanten bzw. Vertriebe übernehmen den Ausgleich der FEE-Fluktuationen durch Beschaffung von Flexibilitätsoptionen. Darüber hinaus können seitens der Verteilnetzbetreiber ebenfalls systemintegrative Funktion übernommen werden. Dies kann einerseits durch Netzausbau, -optimierung, insbesondere hinsichtlich der informationstechnischen Ausstattung, sowie durch Erschließung bzw. Organisation von Beiträgen dezentraler Erzeugungs- bzw. Verbrauchsanlagen für ein Netzlast- bzw. Netzengpassmanagement auf dezentraler Ebene erfolgen. Im Rahmen der Studie bleibt letztlich unbeantwortet, welcher Akteur bzw. Akteursgruppe sich letztlich als der systemintegrative Akteur durchsetzen wird. Zu mannigfaltig sind die Optionen, insbesondere unter Berücksichtigung der weiteren Ausgestaltung des rechtlichen Rahmens, insbesondere auf EU-Ebene. Das Bestreben der EU- Komission nach einem möglichst liberalen Zielsystem, welches es möglichst auch dem Einzelnen erlauben soll Strom zu produzieren und zu verkaufen, entspricht der Entwicklung hin zu einem Peer-to-Peer System dass aufgrund der Untersuchungen eher als nachrangiges Konzept bewertet wurde - am ehesten. Da Bündlungsfunktionen unabdingbar sind, wie die Analysen im Rahmen dieser Untersuchung zeigen, bedarf es hier weiterer Untersuchungen, wie ein solches System hinsichtlich der Systemsicherheit entsprechend funktional und kosteneffizient ausgestaltet werden kann. Insofern ist es aus heutiger Perspektive angebracht, die bisherige Struktur aus Vermarktungsbündlern auf Seite der Erzeugung und der Netzbetreiber als originär Verantwortliche beizubehalten, was tendenziell Pfad B entspricht. Da die erneuerbaren Energien zum Großteil in die Verteilnetze einspeisen erscheint es angebracht, die systemintegrative Funktion der Verteilnetzbetreiber über den Netzausbau hinaus auf- 17

18 zuwerten. Mit der weiteren Ausgestaltung des rechtlichen Rahmens gilt es kontinuierlich zu prüfen, welche Implikationen mit einer Verschiebung von Aufgaben zwischen den Akteuren einhergehen. 18

19 2 Markt- und Systemintegration im Rahmen der Systemtransformation: Ziele und bisherige Ansätze Zur Strukturierung des Gangs der Analysen in dieser Studie sowie als Beitrag für weitere wissenschaftliche Untersuchungen und Diskussionen im Bereich der Energiepolitik sollen nachfolgend zunächst die Begriffe Stromsystemtransformation, Stromsystemintegration sowie Marktintegration definiert werden. Diese Konzepte werden in dieser Studie als Analysemaßstab für die bestehenden Märkte, Rahmenbedingungen und Vermarktungsmöglichkeiten bzw. -ansätze innerhalb des Stromsystems zugrunde gelegt. Der nachfolgende Text dieses Kapitels ist mit marginalen redaktionellen Veränderungen einer Veröffentlichung eines der Autoren dieser Studie entnommen (Zipp 2016). Ein wesentlicher Teil der Infrastruktur des Stromversorgungssystems in Deutschland besteht aus fossilen und nuklearen Kraftwerken, dem Übertragungs- und Verteilnetz sowie der Netztechnik. Die technischen Anlagen haben meist eine Lebensdauer von mehreren Jahrzehnten. Die typischen Innovationszyklen in der Stromversorgung erstrecken sich über vergleichbare Zeiträume und energiepolitische Entscheidungen benötigen einen entsprechend langfristigen Planungshorizont. Energiepolitische Entscheidungen oder wissenschaftliche Vorschläge, die dem Erreichen der Ziele im Stromsektor dienen sollen, werden oftmals vor dem Hintergrund der Konzepte der Systemtransformation, der Systemintegration sowie der Marktintegration diskutiert und bewertet. Es existiert jedoch keine definitorische Grundlage für die klare Unterscheidung der Konzepte und somit kein einheitlicher Bewertungsrahmen. Dabei ist die Richtung des langfristig angelegten Umbaus des Versorgungssystems mit dem Energiekonzept der Bundesregierung und dem entsprechenden gesetzlichen Rahmen bereits vorgegeben. Darauf aufbauende langfristige Szenarien, in denen die Ziele der deutschen Klima- und Energiepolitik erreicht werden, konkretisieren die technische Zusammensetzung der erforderlichen Energieinfrastruktur. In diesem Kapitel werden aus den politischen Zielen der Bundesregierung und den relevanten wissenschaftlichen Energieszenarien die aus heutiger Sicht robusten Strukturen sowie die wesentlichen Charakteristika des deutschen Stromversorgungssystems der Zukunft hergeleitet. Aufbauend auf diesen Erkenntnissen sowie der relevanten wissenschaftlichen Literatur werden die Konzepte der Stromsystemtransformation, der Stromsystemintegration und der Marktintegration definiert. Diese Definitionen bilden einen Bewertungsrahmen für Vorschläge und Maßnahmen zur Schaffung der 19

20 wirtschaftlichen, gesellschaftlichen und regulatorischen Voraussetzungen für die angestrebte Energiewende im Stromsektor. 2.1 Das Stromsystem der Zukunft Die politischen Zielsetzungen der Bundesregierung Mit dem Energiekonzept verfolgt die Bundesregierung (2010) eine langfristige Gesamtstrategie für die künftige Energieversorgung. Das Konzept sieht als elementare Bestandteile folgende Ziele bis zum Jahr 2050 vor: die Reduktion der Treibhausgasemissionen um % (gegenüber 1990), die Steigerung des Anteils Erneuerbare Energien (EE) am Bruttoendenergieverbrauch auf 60 %, die Steigerung des Anteils der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch auf mindestens 80 %, die Senkung des Primärenergieverbrauchs um 50 % (gegenüber 2008) sowie die Senkung des Bruttostromverbrauchs um 25 % (gegenüber 2008). Die exakten Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung werden gesetzlich im EEG festgehalten und haben sich seit dem Jahr 2010 im Rahmen von Gesetzesnovellierungen mehrfach im Detail geändert. Gleichgeblieben sind die langfristigen Ziele des Klima- und Umweltschutzes, der fossilen Ressourcenschonung und der Weiterentwicklung von EE-Stromtechnologien. Diese Ziele sollen durch die Erhöhung des Anteils von EE-Strom am Bruttostromverbrauch auf mindestens 80 % bis zum Jahr 2050 (EEG 2014) erreicht werden. 20

21 Tabelle 2-1: Ziele des Energiekonzepts der Bundesregierung Klima Erneuerbare Energien Effizienz THG (ggb. 1990) Anteil Strom Anteil gesamt Primärenergie Strom Energieproduktivität Gebäude -sanierung % 35% 18% -20% -10% % 50% 30% % 65% 45% % 80% 60% -50% -25% Anstieg um 2,1% p.a. Verdopplung der Rate 1% -> 2% Heizwärme -20% bis 2020 Primärenergie -80% bis 2050 Ggb Hinsichtlich des Technologiemix gibt es seit der EEG-Novelle im Jahr 2014 spezifische Angaben zu dem mittelfristigen Ausbaukorridor, wonach Windenergieanlagen onshore mit einer Leistung von 2,5 GW (netto) pro Jahr, Photovoltaik (PV) mit einer Leistung von 2,5 GW (brutto) pro Jahr, Windenergieanlagen offshore bis zu einer Leistung von insgesamt 6,5 GW bis zum Jahr 2020 und 15 GW bis zum Jahr 2030 sowie Biomasseanlagen bis zu einer Leistung von 0,1 GW (brutto) pro Jahr gebaut werden sollen. Die Größenordnung der Ziele verdeutlicht, dass die Stromerzeugung aus PV und Wind in der nächsten Dekade eine zentrale Rolle bei der Umgestaltung des Stromversorgungssystems spielen sollen. Die Neufassung des EEG 2017 wurde am im Bundesgesetzgebungsblatt verkündet (BGBl. I, S ). Die Novelle sieht vor, den Ausbau der Windenergie auf See besser mit dem Netzausbau an Land zu synchronisieren, wobei die bisherigen Ausbauziele beibehalten werden. Der Ausbau der Windenergie an Land soll im sogenannten Netzausbaugebiet begrenzt werden. Als neue Ausbaukorridore wurden bei Windenergie an Land für die Jahre 2017, 2018 und 2019 jeweils 2,8 GW und ab ,9 GW (brutto) pro Jahr bestimmt. Bei der PV sollen jährlich 0,6 GW (netto) ausgeschrieben werden. Der restliche PV Zubau soll durch Anlagen mit einer Leistung unterhalb von 750 kw erfolgen, und damit außerhalb der Ausschreibungen. Der Korridor für Biomasseanlagen wurde etwas erhöht. Die neuen gesetzlichen Ziele zeigen, dass trotz der Detailänderungen der Ausbau der Stromerzeugung aus PV und Wind weiterhin der Treiber der Energiewende im Stromsektor sein wird. 21

22 2.1.2 Metaanalysen langfristiger Klimaschutzszenarien Auch langfristig ist davon auszugehen, dass der Ausbau von Wind- und PV-Anlagen stetig voranschreiten und zur Erreichung der Ziele des Energiekonzepts beitragen wird. Dies wird durch mehrere Metaanalysen von langfristigen Klimaschutzszenarien und prognosen für Deutschland untermauert. Hierzu zählen: Öko-Institut/Fraunhofer ISI/IREES (2015) untersuchen vier Studien ab dem Jahr 2012, deren Zeithorizont sich jeweils mindestens bis zum Jahr 2050 erstreckt. Die hiervon ausgewählten sieben Zielszenarien erfüllen mindestens das 80 %-Treibhausgasreduktionsziel. Wuppertal Institut (2015) untersucht drei Szenarien aus drei Studien aus dem Jahr 2014, die bis zum Jahr 2050 betrachtet werden. In den Szenarien wird eine Reduktion der Treibhausgase um % bis zum Jahr 2050 erreicht. Schmid et al. (2013) untersuchen zehn Szenarien aus sechs Studien aus dem Zeitraum 2009 bis 2012, deren Zeithorizont sich jeweils bis zum Jahr 2050 erstreckt. In den Szenarien wird jeweils ein EE-Anteil von mindestens 80 % bis zum Jahr 2050 erreicht. Tabelle 2-2: Übersicht der in den Metaanalysen untersuchten Studien Autor(en) Jahr Titel Auftraggeber Öko-Institut/ISI 2015 Klimaschutzszenario 2050, 2. Modellierungsrunde BMUB Prognos/EWI/GWS 2014 Entwicklung der Energiemärkte-Energiereferenzprognose BMWi DLR/IWES/IFNE 2012 Leitstudie 2011 BMU UBA 2013 Treibhausgasneutrales Deutschland UBA im Jahr 2050 Nitsch 2014 GROKO II, Szenarien der deutschen BEE e.v. Energieversorgung auf der Basis des EEG-Gesetzentwurfs Öko-Institut/ISI 2014 Klimaschutzszenario 2050, 1. Modellierungsrunde BMUB Prognos/Öko-Institut 2009 Modell Deutschland Klimaschutz bis WWF 2050 EWI/GWS/Prognos 2010 Energieszenarien für ein Energiekonzept BMWi der BRD DLR/IWES/IFNE 2010 Leitstudie 2010 BMU 22

23 Autor(en) Jahr Titel Auftraggeber Schmid und Knopf 2012 Ambitious mitigation scenarios for Germany, In: Energy Policy SRU 2011 Wege zur 100% erneuerbaren Stromversorgung - - Die durch den Stromsektor bzw. durch die Energiewirtschaft verursachten Treibhausgase in den von den Metaanalysen untersuchten Szenarien nehmen bis zum Jahr 2050 im Allgemeinen sehr stark ab, was eine logische Folge des übergeordneten Reduktionsziels ist. Je nach Szenario kann ein bedeutender Anteil der Emissionen durch eine Steigerung der Energieeffizienz eingespart werden. Eine Gemeinsamkeit der Szenarien ist der stetig steigende Anteil erneuerbarer Stromerzeugung. Jedoch fällt sowohl der erneuerbare als auch der konventionelle Technologiemix der Szenarien unterschiedlich aus. Mit der technologischen Zusammensetzung der Stromerzeugungsanlagen variieren wesentliche Eigenschaften des Versorgungssystems wie der Grad der Dezentralität, die Struktur und Größe des Übertragungsnetzes, der Bedarf an Flexibilitätsoptionen und Speichern etc. Trotz dieser Unterschiede lassen sich über alle untersuchten Szenarien hinweg die folgenden grundsätzlichen gemeinsamen Trends identifizieren: Atomkraftwerke sind kein Bestandteil des Kraftwerksparks. Die Kohleverstromung wird nicht oder nur noch geringfügig genutzt. Erdgas liefert im Durchschnitt den größten Anteil nicht erneuerbarer Stromerzeugung. Dieser beträgt jedoch auch in den gasintensivsten Szenarien nicht deutlich mehr als 10 % der Stromerzeugung. Deutschland wird zum Nettostromimporteur. Der größte Anteil der Stromerzeugung wird durch Windenergie geleistet. In manchen Szenarien überwiegt der Onshore-Anteil, in anderen der Offshore- Anteil. Im Durchschnitt liegen beide Technologien etwa gleichauf. Photovoltaikanlagen liefern im Durchschnitt nach der Windenergie den zweitgrößten Anteil der Stromerzeugung. Der Anteil von Biomasse an der Stromerzeugung variiert recht stark. Im Durchschnitt liefert sie jedoch den drittgrößten Anteil. 23

24 Aus der durchschnittlichen Zusammensetzung der Stromerzeugung lassen sich allgemeine Charakteristika des zukünftigen Stromversorgungssystems ableiten: Die Erzeugungsstruktur ist eher dezentral geprägt, wobei Wind Offshore die größte Ausnahme darstellt. Der Großteil der Stromerzeugung wird von fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) geleistet. Die dafür nötige, sehr hohe installierte Leistung an Wind- und PV-Anlagen wird zu vermehrten Situationen mit einem Stromangebot führen, das über der üblichen nationalen Nachfrage liegt und exportiert wird. Gleichzeitig wird in Situationen mit niedrigem Stromangebot Strom importiert. Laut den Szenarien überwiegt jedoch der Stromimport. In der Summe werden hohe Transferkapazitäten zu Nachbarstaaten notwendig sein. Der hohe variable Anteil der Stromerzeugung erfordert eine hohe Flexibilität des Stromsystems. Diese kann sich zusammensetzen aus: o den erwähnten hohen Transferkapazitäten, o Verbrauchern mit einer höheren kurzfristigen Preiselastizität, o einem hohen Grad an Sektorkopplung, o Stromspeichern, o einer optimiert ausgebauten, nationalen Netzinfrastruktur sowie o sehr flexibel regelbaren Stromerzeugungsanlagen. Um das beschriebene Stromversorgungssystem zu erreichen, sind wiederrum, ausgehend vom heutigen System 1, einige wirtschaftliche, gesellschaftliche und regulatorische Voraussetzungen zu schaffen und Hürden zu überwinden: Verlässliche Refinanzierung von FEE-Technologien. Verlässliche Refinanzierung von Flexibilitätsoptionen. Anpassung der Organisation von Handel und Systemdienstleistungen für einen wirtschaftlichen und versorgungssicheren Systembetrieb. Sozial gerechte und wirtschaftlich verträgliche Verteilung der Kosten für den Um- und Ausbau der Strominfrastruktur. Schaffen von gesellschaftlicher Akzeptanz für den Um- und Ausbau der Strominfrastruktur. Schaffen einer kurzfristig preiselastischeren Stromnachfrage. Stabile Wirtschaftlichkeit von Energieeffizienzmaßnahmen. 1 Als System wird nicht nur die technologische Infrastruktur des Stromversorgungssystems gemeint, sondern vielmehr das Gesamtgefüge bestehend aus der Erzeugungs-, Übertragungs- und Verbrauchstechnologie, der energiewirtschaftlichen Regulierung, den Netzbetreibern, den vielen Teilmärkten, den Marktakteuren bzw. deren Verhalten und Interessen (Versorger, Vermarkter, Aggregatoren, Dienstleister) sowie aus allen Arten von Verbrauchern bzw. aus deren Verbrauchsverhalten. 24

25 Stärkung des europäischen Strombinnenmarkts. Möglichst umfassende Internalisierung von externen Effekten der Stromerzeugung. Sozial gerechte und wirtschaftlich verträgliche Reduzierung der Kohleverstromung. Hieraus wird ersichtlich, dass der langfristige Analyserahmen über die aktuelle politische und wissenschaftliche Debatte über die Stromkosten(verteilung) für Verbraucher (vgl. Frondel et al. 2015) sowie über die Kosteneffizienz des EE-Ausbaus mittels dem EEG (vgl. Sachverständigenrat 2015, S. 323 ff.) hinausgehen muss. Erste Ansätze zur Konkretisierung der Bedeutung der Sektorkopplung, des europäischen Strombinnenmarkts, der Flexibilisierung des Kraftwerksparks und der Nachfrage sind im Weißbuch des BMWi (2015) zu finden. Im Folgenden wird ein Rahmen zur Bewertung von Ansätzen entwickelt, die dem Erreichen der langfristigen energiepolitischen Ziele im Stromsektor dienen sollen. Der Rahmen baut auf der Definition und Unterscheidung der Konzepte Stromsystemtransformation, Stromsystemintegration sowie Marktintegration auf. 2.2 Ein Bewertungsrahmen für wissenschaftliche Vorschläge und politische Maßnahmen Das Konzept der Stromsystemtransformation In der Systemtheorie nach (Hughes 1986) besteht ein technologisches System, das eine bestimmte Aufgabe erfüllt, nicht nur aus den physischen Komponenten, sondern auch aus organisatorischen und sozialen Komponenten, wie den daran beteiligten Unternehmen und Konsumenten, staatlichen Regulierungseinrichtungen, Finanzinstituten sowie wissenschaftlichen Einrichtungen und deren Publikationen. Die zahlreichen und vielfältigen Komponenten interagieren miteinander und beeinflussen sich so gegenseitig. Ausgehend von dieser Definition beschreibt (Geels 2002) mittels einer Multi- Level-Perspektive den Wandel oder die Transformation von soziotechnischen Systemen nicht nur als Veränderung der technischen Infrastruktur, sondern ebenfalls des Nutzer- und Erzeugerverhaltens, der Regulierung sowie der mit dem System verbundenen Wissenschaft, Politik, Kultur und Symbolik. In vielen Systemen, wie bspw. im Transportsektor, in der Nahrungsmittelindustrie und der Landwirtschaft sowie im Energiesektor, besteht ein hoher Bedarf an nachhaltigen Lösungen, um ökologische Probleme langfristig unter Kontrolle zu bringen. (Markard, J., Raven, R. und Truffer, B. (2012) stellen in diesem als Nachhaltigkeitstransformation bezeichneten Forschungszweig eine seit 2006 stark ansteigende Aktivität fest. Dem allgemeinen theoretischen 25

26 Verständnis nach umfasst die Nachhaltigkeitstransformation langfristige, multidimensionale und fundamentale Änderungsprozesse eines soziotechnischen Systems in Zielrichtung einer nachhaltigen Aufgabenerfüllung. Die Transformation eines besonders kapitalintensiven Systems, das langlebige Infrastruktureinrichtungen umfasst, ist nach (Markard 2011) ein schrittweiser Prozess, der typischerweise eine gewisse Pfadabhängigkeit aufweist. Das beschriebene theoretische Verständnis von einem System und dessen Nachhaltigkeitstransformation kann auf das Stromsystem übertragen werden, dessen Aufgabe es ist, Industrie- und Gewerbeunternehmen sowie private Haushalte zuverlässig mit elektrischer Energie zu versorgen. Die Nachhaltigkeitstransformation des deutschen Stromsystems besteht demnach in der im vorangegangen Kapitel 2.1 beschriebenen, langfristig angestrebten Dekarbonisierung. Laut 2 EEG 2014 soll die verbesserte Markt- und Netzintegration zur Transformation des gesamten Energieversorgungssystems beitragen. Die Stromsystemtransformation ist demnach ein übergeordnetes Ziel, dass u. a. durch den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung erreicht werden soll. Dass es sich dabei nicht nur um den simplen Ausbau regenerativer Stromerzeugungskapazität innerhalb des existierenden Systems handelt, unterstreicht die Direktorin der International Energy Agency (IEA) mit den Worten (IEA 2014, S. 3): The classic view sees VRE [variable renewable energy] integration as an addition to what is already there, assuming that the rest of the system does not adapt. This traditional view risks missing the point. The challenges and opportunities of VRE integration lie not only with VRE technologies themselves, but also with other system components. Consequently, a system-wide approach to integration is required. In short, integration of VRE is not simply about adding VRE to business as usual, but transforming the system as a whole. Wie der Überblick der Metaanalysen für Deutschland gezeigt hat, stehen in dem anvisierten, nahezu klimaemissionsfreien Stromsystem die fluktuierenden Technologien der Photovoltaik und Windstromerzeugung im Zentrum. Neben diesen beiden technologischen Säulen sind Flexibilitätsoptionen zum Ausgleich der fluktuierenden Erzeugung und Energieeffizienz zur Reduzierung des Strombedarfs wesentliche Elemente. Unter Berücksichtigung der technischen Gegebenheiten kann für Deutschland spezifiziert werden, dass sich das System an die Rationalität der dargebotsabhängigen Stromerzeugungstechnologien anpassen muss (IZES 2012; IZES/Prof. Bofinger/BET 2013, S. 17). Da nicht bekannt ist, wie das zukünftige Zielsystem im Detail aussieht, jedoch, was es leisten muss (siehe die aufgelisteten Hürden), handelt es sich bei der Stromsystemtransformation um einen nicht eindeutig sichtbaren Prozess. Von Hirschhausen (2011, S. 15) sieht darin die die Summe der Maßnahmen, die von einem von 26

27 konventionellen Quellen (fossil, Kernkraft) dominierten System zu einem von erneuerbaren Energien dominierten System führen. Aufbauend auf dem theoretischen Verständnis von System- und Nachhaltigkeitstransformation ((Geels 2002),(Markard),(Markard, J., Raven, R. und Truffer, B. (2012)) wird aus dem hergeleiteten Anpassungs- und Ergänzungsbedarfs des heutigen Stromsystems sowie Interpretationen politischer Institutionen ((BMWi 2015a,(EEG 2014), (IEA 2014)) und der Wissenschaft (IZES 2012, IZES/Prof. Bofinger/BET 2013, Von Hirschhausen 2011) folgende Definition des Konzepts Stromsystemtransformation entwickelt: Unter Stromsystemtransformation wird der Gesamtprozess einer kontinuierlichen und langfristig angelegten Umgestaltung des überwiegend lastgeführten Stromversorgungssystems mit hoher fossiler Stromerzeugung hin zu einem stärker erzeugungsgeführten und mit anderen Energiebereichen gekoppelten System mit einem sehr hohen Anteil fluktuierender Stromerzeugung verstanden. Die Transformation ist ein soziotechnischer Prozess, der nicht nur den technologischen, sondern auch den organisatorischen und gesellschaftlichen Wandel umfasst, der mit dem langfristigen Umbau und der Erweiterung des Versorgungssystems einhergeht Das Konzept der Stromsystemintegration Hierauf aufbauend lässt sich die Integration von fluktuierenden Stromerzeugungsanlagen in das Versorgungssystem als einen Beitrag zur Stromsystemtransformation beschreiben. Mit diesem Ansatz lässt sich das recht vage Konzept der Stromsystemintegration näher beschreiben. Die Integration der variablen Stromerzeugung in vorhandene Strukturen betrifft nicht nur materielle, sondern auch organisatorisch-institutionelle Aspekte des Systems. Damit verbunden kann bspw. ein Wandel der Rollen klassischer Erzeugungskapazitäten hin zu einer unterstützenden Flexibilitätsoption sein, die die Rolle einer Systeminfrastruktur einnimmt und ggf. neue Finanzierungsmechanismen benötigt (von Hirschhausen 2011, S. 15). Dem Verständnis von IZES/Prof. Bofinger/BET (2013, S. 17 f.) nach umfasst die Systemintegration das technisch-wirtschaftliche Zusammenspiel zwischen der FEE-Erzeugung und den vielfältigen Flexibilitätsoptionen und dessen Optimierung, wodurch es letztlich erforderlich ist alle Systemelemente zu einem integrierten, auf die tragende Rolle der FEE ausgerichteten 27

28 Gesamtsystem zusammen zu fügen. Aus einer konzeptionellen Sichtweise kann demnach die Systemintegration nicht nur als eine Anpassung der fluktuierenden Technologien an das vorhandene Stromsystem, sondern ebenfalls als ein Optimierungsschritt des vorhandenen Systems an die fluktuierende Stromerzeugung verstanden werden. Im Gegensatz hierzu vertritt der Wirtschaftsrat (2013, S. 4) der CDU eine eher traditionelle Perspektive und versteht unter Systemintegration, dass sich die erneuerbare Stromerzeugung durch bedarfsgerechtere Standort- und Technologiewahlen an das existierende Stromsystem anpasst. 2 Die IEA (2014, S. 14f.) betont dagegen, dass die FEE-Integration nicht nur eine Anpassung auf Seiten der FEE-Stromerzeugung, sondern auch eine auf Seiten der vorhandenen oder neu zu errichtenden Flexibilitätsoptionen erfordert: Integration effects are determined by both VRE and other system components. Consequently, they can be reduced by interventions on either side. Diese Sichtweise stimmt mit der von IZES/Prof. Bofinger/BET (2013) überein. Da bereits Optimierungsprozesse nicht nur durch Weiterentwicklungen von FEE-Technologien, sondern auch durch die Einführung neuartiger Flexibilitätsoptionen zu beobachten sind 3, wird ersichtlich, dass das Verständnis von Stromsystemintegration als einseitige Optimierung für eine Begriffsdefinition zu kurz greift. Aus einer ökonomischen Sichtweise entstehen durch die Integration einer zunehmenden FEE-Erzeugung in ein bestehendes, konventionelles System Kosten, die Hirth et al. (2015) als Differenz zwischen technologiespezifischem Marktwert und durchschnittlichem Börsenpreis definieren und hinsichtlich ihrer Ursache differenzieren, die in den Charakteristika der FEE-Stromerzeugung liegen: Ausgleichskosten, die aufgrund der Abweichung der tatsächlichen FEE- Stromerzeugung von der Prognose entstehen. Die Kosten fallen durch die Bereithaltung und durch den Abruf von Reservekapazität an. Die Ursache hierfür ist die natürliche Unsicherheit über die Stromerzeugung von FEE-Technologien. Netz- und standortbezogene Kosten, die aufgrund von unterschiedlichen lokalen Erzeugungsprofilen, Netzengpässen und Leitungsverlusten entstehen. Die Kosten fallen durch unterschiedliche Stromgestehungskosten an verschiedenen Standorten, durch die Übertragung vom Ort der Erzeugung zum Ver- 2 Siehe hierzu ebenfalls das Zitat aus IEA (2014, S. 3) in Kapitel Hierzu zählen u. a. Modernisierungsmaßnahmen für die Flexibilisierung von älteren Steinkohlekraftwerken oder die Ausstattung von KWK-Anlagen mit Wärmespeichern, die ebenfalls eine flexiblere, weniger wärmegeführte Fahrweise erlauben. 28

29 braucher und durch die Beanspruchung von Übertragungskapazität an. Ursache hierfür sind die standortspezifischen Besonderheiten der Stromerzeugung von FEE-Technologien. Profilkosten, die aufgrund der Abweichung von Stromerzeugung und Strombedarf entstehen. Die Kosten fallen an durch o die hohen Flexibilitätsanforderungen an regelbare Kraftwerke, die zusätzliche An- und Abfahrvorgänge leisten müssen, o eine niedrigere Auslastung der regelbaren Kraftwerke, deren Kapitalkosten der Stromerzeugung somit deutlich steigen sowie durch o die systematische Senkung der Großhandelspreise in Zeiten hoher FEE-Erzeugung, den Merit-Order-Effekt. Die Ursache hier ist die natürliche Dargebotsabhängigkeit der Stromerzeugung von FEE-Technologien. Die so bestimmten Integrationskosten variieren je nach Art der FEE-Technologie, deren Gesamtkapazität und der vorhandenen Flexibilität des Systems, das die FEE- Stromerzeugung aufnimmt. Die Kostenminimierung lässt sich je nach vorhandenem Optimierungspotenzial sowohl auf Seite der FEE-Erzeugung als auch auf Seite des restlichen Stromsystems vornehmen. Entsprechend gibt es auch Integrationskosten aufgrund einer Anpassung des Stromsystems an die FEE-Erzeugung, die sich im Laufe der Stromsystemtransformation ändern. Zum einen werden die Kosten insgesamt geringer, je angepasster das System an die Charakteristika der FEE-Stromerzeugung ist. Zum anderen dürften die Grenzkosten der Integration bei steigendem FEE-Anteil tendenziell steigen, da die Maßnahmen technisch oder organisatorisch aufwendiger werden. Damit ist das aufgeführte Konzept der Integrationskosten mit der Sichtweise der Systemintegration als beidseitiger Optimierungsprozess vereinbar. Dieses Kostenkonzept basiert auf der wohlfahrtsökonomischen Theorie und setzt vollkommene Märkte voraus. Es ist nicht davon auszugehen, dass die Kosten, aber auch der Nutzen einer FEE-Integration, aufgrund u. a. in den Großhandelspreisen nicht internalisierten externen Effekten, in vollem Umfang erfasst sind. Jedoch ist das Konzept eine gute Abschätzung der Veränderung der kurzfristigen Systemkosten. Integrationskosten stellen den über die Märkte kommunizierten Anpassungsbedarf des gesamten Stromsystems dar und deren Quantifizierung kann die Dynamik der Stromsystemtransformation verstärken. Beispiele hierfür sind bessere Erzeugungsprognosen, eine Optimierung des Netzausbaus oder der Standortwahl für FEE-Anlagen, Investitionen in Stromspeicher oder in die Flexibilisierung regelbarer Kraftwerke oder auch die Stilllegung von Kraftwerken, die besonders von einer niedrigen Auslastung betroffen sind. 29

30 Damit der über die Marktpreise widergespiegelte Anpassungsbedarf des Systems zu Investitionen führt, muss das Marktdesign die Umsetzung innovativer Geschäftsmodelle ermöglichen (r2b 2014, S. 10). Der im Rahmen der Stromsystemintegration ggf. erforderliche Regulierungsbedarf umfasst folglich die Änderung des Marktdesigns, um ein attraktives Investitionsumfeld zu schaffen. Reichen die Marktpreise als Investitionsanreiz nicht aus, kann der Regulierungsbedarf bis hin zu einer Förderung von Technologien oder Dienstleistungen reichen, die der Systemintegration von FEE- Stromerzeugung dienen. Die Beschreibung der Integrationskosten hat verdeutlicht, dass die Herausforderungen der Stromsystemintegration, sowohl für Marktakteure als auch für die Regulierung, durch ein analytisches Vorgehen identifiziert werden können. Hiervon ausgehend lässt sich das Konzept der Stromsystemintegration als Prozess der technischen und organisatorischen Optimierung des Gesamtsystems definieren, der einen Beitrag zur Stromsystemtransformation leistet: Unter Stromsystemintegration wird der Prozess verstanden, der von Marktakteuren oder der Regulierungsinstanz vorangetrieben wird und einen Beitrag zur Optimierung des Zusammenspiels zwischen FEE-Erzeugung und den vielfältigen Flexibilitätsoptionen im Stromsystem leistet. Der Prozess der Stromsystemintegration besteht aus verschiedenen Einzelmaßnahmen, die der Stromsystemtransformation dienen. Die Einzelmaßnahmen können sowohl auf Seite der FEE-Erzeugung als auch auf Seite der Flexibilitätsoptionen stattfinden Das Konzept der Marktintegration Wie beschrieben, wird ein Teil des Anpassungsbedarfs des Versorgungssystems über die Marktpreise signalisiert. Inwieweit die Signale tatsächlich zu Investitionen führen, hängt maßgeblich davon ab, ob und in welchem Umfang sie bei den relevanten Akteuren ankommen, wie diese die Signale erkennen und mit den Preisrisiken umgehen bzw. darauf reagieren können. Während konventionelle Erzeuger sich größtenteils über Erlöse auf den vielfältigen Märkten des Stromsektors finanzieren 4, werden regenerative Stromerzeugungsanlagen über Strommarkterlöse, aber zusätzlich auch über 4 Ausnahmen stellen Vergütungen über Förderinstrumente für die hocheffiziente Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Gesetz) sowie aus regulatorischen Instrumenten zur Erhaltung der Systemstabilität (z. B. die Reservekraftwerksverordnung) dar. 30