Mit einem steigenden Anteil der erneuerbaren Energien wächst der Druck, diese nicht außerhalb des wettbewerblichen Strommarkts zu betreiben, sondern in den Markt zu integrieren. Auch das neue Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bietet hierfür verschiedene Instrumente, wie die „Optionale Marktprämie“.
Gerade bei den variablen erneuerbaren Energien wie Wind und Sonne erscheint eine Marktintegration allerdings nur sinnvoll, wenn die Kraftwerke tatsächlich flexibler auf Preise und Nachfrage reagieren können. Die Form der Marktintegration muss sich deshalb an der Flexibilität dieser Kraftwerke orientieren. Außerdem müssen die Märkte so weit entwickelt sein, dass Wind- und Sonnenkraftwerke auf ihnen agieren können. In der EU findet sich eine große Bandbreite entsprechender Förderinstrumente und Marktentwicklungen. Dies sind zentrale Ergebnisse der Expertinnen und Experten des Öko-Instituts, die im Auftrag der EU-Kommission untersuchten, wie die erneuerbaren Energien heute in die Strommärkte der Europäischen Mitgliedsstaaten integriert sind.
Neue Ausgestaltung der Energiemärkte notwendig
„Damit die erneuerbaren Energien eine angemessene Chance auf den Energiemärkten haben, müssen letztere entsprechend ausgestaltet sein“, erklärt Dierk Bauknecht, Projektleiter am Öko-Institut die Herausforderungen. „Sie müssen es ermöglichen, sehr kurzfristig reagieren zu können, um das schwankende Angebot beispielsweise der Windenergie handeln zu können.“ So brauche es zusätzlich zum Regelenergiemarkt, der bereits heute Schwankungen berücksichtigt, auch einen so genannten Intraday-Markt, der kurzfristigen Handel ermöglicht. Das ist allerdings heute in mehr als der Hälfte der EU-Mitgliedsstaaten noch Zukunftsmusik. Wenn ein solcher Markt allerdings eingerichtet ist, dann kann das mehr zur Problemlösung beitragen als eine obligatorische Teilnahme der erneuerbaren Energien an diesen Märkten.
Deshalb stellten die Expertinnen und Experten auch die Frage, ob die erneuerbaren Energien verpflichtend an den Energiemärkten teilnehmen müssten, wie es in einigen EU-Staaten der Fall ist. Im neuen deutschen Gesetz zur Förderung der erneuerbaren Energien (EEG) besteht beispielsweise die Wahlmöglichkeit zwischen einer fixen Vergütung, der bekannten EEG-Umlage auf die produzierte Strommenge, und einer freiwilligen Marktteilnahme. Wenn eine Verpflichtung besteht, dann sollte diese nicht für alle Kraftwerke gelten. In Großbritannien zum Beispiel nehmen nur die großen Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren am Markt teil, kleinere erhalten eine finanzielle Förderung entsprechend dem EEG.
Abfederung des Risikos für Wind- und Solarkraftwerke
„Besonders problematisch ist, wenn kleine Kraftwerke, deren Erzeugung schwer zu vorherzusagen ist, das volle Prognoserisiko tragen, wenn der Wind anders weht als gedacht“, so Bauknecht weiter. Dass erneuerbare Energien dafür aufkommen, wenn sie anders erzeugen als angekündigt, sollte deshalb keine Priorität bei der Marktintegration dieser Kraftwerke sein. Der EU-weite Überblick zeigt eine Reihe von Mechanismen, mit denen dieses Risiko für Wind- und Solarkraftwerke abgefedert werden kann.
Neben der Marktintegration war die Netzintegration ein weiteres Thema des Projekts RES Integration. Der Partner des Öko-Instituts, Eclareon, untersuchte, welche Barrieren es bei der Netzintegration der erneuerbaren Energien gibt und wie diese überwunden werden können. Dazu gehören Fragen im Zusammenhang mit dem Netzanschluss, Netzzugang und Netzausbau für die 27 EU-Staaten. So klärten die Experten beispielsweise die Frage, wie die Kosten des Netzanschlusses verteilt werden, unter welchen Bedingungen die Kraftwerke vom Netz genommen werden dürfen und wie der Netzausbau reguliert wird.
Weitere Informationen zum Download
Endbericht des Forschungsprojektes „RES Integration“ des Öko-Instituts und Eclareon [in englischer Sprache]
Endbericht 27 Länderberichte zum Stand der Netz- und Marktintegration erneuerbarer Energien aus dem Projekt „RES Integration“ des Öko-Instituts und Eclareon [in englischer Sprache]
