Headline: Strommarktdesign: Folgt die Nachfrage bald der Erzeugung?

In der Stromwirtschaft galt stets das Paradigma „Erzeugung folgt Nachfrage“. Aber die Energiewende könnte dieses Paradigma auf den Kopf stellen. Stichwort „Demand Response“: die Nachfrage reagiert auf Marktsignale und passt den Stromverbrauch an die Erzeugung von Windenergie und Photovoltaik an. Ein Beispiel: An einem Winterabend ist der deutschlandweite Stromverbrauch sehr hoch, aber es scheint weder die Sonne noch weht der Wind. Folglich ist die sogenannte Residuallast – das ist der deutschlandweite Stromverbrauch minus die Erzeugung aus Windenergie und Photovoltaik – sehr hoch. Traditionell stehen konventionelle Backup-Kraftwerke bereit, um den Stromverbrauch auch in diesen Stunden zu decken. Alternativ könnten jedoch auch Industrieunternehmen den Stromverbrauch in diesen Stunden reduzieren.

In welchem Umfang Industrieunternehmen bereit sind, temporär den Stromverbrauch zu reduzieren, wird in Deutschland kontrovers diskutiert. Die finanziellen Anreize für Unternehmen sind dabei abhängig vom Strommarktdesign. Im aktuellen deutschen Strommarktdesign würden die finanziellen Anreize durch sehr hohe Börsenpreise entstehen. Überschreitet der Börsenpreise eine bestimmte Marke, könnte es für Unternehmen wirtschaftlicher sein, den bereits eingekauften Strom wieder zu veräußern und die Produktion temporär zu drosseln. Ab welchem Börsenpreis dies der Fall ist, ist sowohl unternehmensspezifisch als auch situationsabhängig. Da bisher stets ausreichend konventionelle Kraftwerke zur Verfügung standen, kam es noch nicht zum realen Test und es liegen keine Erfahrungen vor.

Bei einem alternativen Strommarktdesign wird nicht nur Energielieferung, sondern auch Kraftwerksverfügbarkeit vergütet

Alternativ zum deutschen Strommarktdesign ist es auch denkbar, dass nicht nur die Energielieferung, sondern auch die Kraftwerksverfügbarkeit vergütet wird. Dies schafft für Industrieunternehmen andere finanzielle Anreize, ihren Stromverbrauch bei Knappheit zu reduzieren. Im Prinzip funktioniert dies wie folgt: Für einem sogenannten Kapazitätsmarkt legt der Netzbetreiber jährlich die notwendige Kapazität fest, um den höchsten Stromverbrauch sicher decken zu können. Kraftwerke, die an diesen Kapazitätsmärkten teilnehmen, erhalten eine Verfügbarkeitsprämie für die Bereitschaft, bei Bedarf einzuspringen. Dabei ist die Verfügbarkeitsprämie unabhängig davon, ob die bereitgehaltenen Kapazitäten täglich oder gar nicht genutzt werden. Die anfallenden Kosten werden auf alle Stromverbraucher umgelegt. Sie zahlen eine sogenannte Kapazitätsumlage.

Neben Kraftwerken haben auch industrielle und gewerbliche Stromverbraucher die Möglichkeit, an Kapazitätsmärkten teilzunehmen. Durch ihre Teilnahme erklären sie sich bereit, den Stromverbrauch bei Bedarf für mehrere Stunden zu reduzieren. Der Vorteil für den Strommarkt: Es müssen weniger Kraftwerke als Backup gebaut werden. Der Vorteil für die industriellen Stromverbraucher: Sie bekommen die Kapazitätsumlage erstattet. Auf den ersten Blick eine Win-Win-Situation für beide Seiten, die es zu nutzen gilt. Doch wie sieht es in der Praxis aus? Die amerikanischen Strommärkte PJM Interconnection, New York und New England[1] haben bereits Erfahrungen mit diesem Konzept gesammelt.

Amerikanische Erfahrungen zeigen: Einige Unternehmen sind bereit, ihren Stromverbrauch für wenige Stunden im Jahr zu reduzieren

Die Erfahrungen in den US-amerikanischen Strommärkten zeigen zuerst, dass die Grundidee von Demand Response prinzipiell funktioniert. Ein kleiner Anteil von industriellen und gewerblichen Stromverbrauchern ist tatsächlich bereit, den Stromverbrauch für wenige Stunden im Jahr zu reduzieren. Gemessen an dem Kapazitätsbedarf in den genannten Strommärkten konnte so die Kapazität von konventionellen Kraftwerken um ein paar Prozentpunkte reduziert werden. Beispielsweise waren es 0,8% in New England, 2,9% in New York und 3,8% in PJM Interconnection. Die teilnehmenden industriellen und gewerblichen Stromverbraucher mussten in den vergangen Jahren bis zu 6-mal im Jahr ihren Stromverbrauch auf den vertraglich festgelegten Wert reduzieren. Die kumulierte Abschaltdauer pro Jahr betrug bis 33 Stunden. In der Regel sind die Abschaltungen aber deutlich seltener – bei Demand Response handelt sich in diesem Fall um eine Notfallmaßnahme.

Die Bereitschaft von Industrie und Gewerbe, den Stromverbrauch für wenige Stunden im Jahr zu reduzieren, erscheint anhand der Prozentzahlen von bis zu 3,8% relativ niedrig. Dies ist einerseits überraschend, da verschiedene Studien für die amerikanischen Strommärkte deutlich höhere Werte von bis zu 10% angeben. Allerdings kommen diese Zahlen nur mit ein paar Tricks[2] zustande. Andererseits sind die niedrigen Zahlen aber verständlich, da es bei kurzfristigen Ankündigungen von maximal zwei Stunden in vielen Fällen zu Produktionsausfällen und Komforteinbußen bei einer Stromunterbrechung kommen wird.

Durch die unterschiedlichen Rahmenbedingungen (Strommarktdesign, Kraftwerkspark, Industriestruktur, etc.) sind die Ergebnisse allerdings nur bedingt auf Deutschland übertragbar. Perspektivisch könnte die Rolle der Nachfrageseite durch den technologischen Fortschritt und die fluktuierende Erzeugung aus Windenergie und Photovoltaik zunehmen. In welchem Umfang sich die Nachfrageseite gegen andere Erzeugung- und Speichertechnologien durchsetzt, werden die Politik und der Markt entscheiden. Die Politik sollte dabei das übergeordnete Ziel verfolgen, Wettbewerbsgleichheit zwischen Erzeugungs- und Nachfrageseite zu schaffen. Dies ist allerdings auch keine leichte Aufgabe, wie auch die Verhandlungsprozesse zum Strommarktdesign in den USA zeigen. Überraschenderweise liegt die Kunst nicht nur darin, die Barrieren für die Nachfrageseite abzubauen, sondern auch eine übermäßige Förderung der Nachfrageseite zu verhindern.

Mehr zum Thema in meinem soeben in den Current Sustainable/Renewable Energy Reports erschienenen Artikel „Current Practice and Thinking with Integrating Demand Response for Power System Flexibility in the Electricity Markets in the USA and Germany”.

[1] Im Fall von PJM Interconnection und New England haben sich mehrere Staaten zu einem einzigen Strommarkt zusammengeschlossen. So gehören zu PJM Interconnection 14 Staaten und zu New England 6 verschiedene Staaten an der Ostküste.

[2] Erstens wird der Einsatz von Notstromaggregaten auch der Nachfrageseite zugeordnet. Zweitens wird der Anteil von abschaltbaren Lasten nach der ersten Kapazitätsauktion zitiert und der ersetze Anteil in den Folgeauktionen verschwiegen. Und drittens wird manchmal auch die registrierte Leistung inklusive Karteileichen statt der tatsächlich verfügbaren Kapazität angegeben.

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