{"id":105666,"date":"2018-11-22T11:00:47","date_gmt":"2018-11-22T11:00:47","guid":{"rendered":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/2018\/11\/weigt-12-2018fr\/"},"modified":"2023-08-23T23:00:21","modified_gmt":"2023-08-23T21:00:21","slug":"strommarktdesign-die-politik-bestimmt-die-richtung","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/dievolkswirtschaft.ch\/de\/2018\/11\/strommarktdesign-die-politik-bestimmt-die-richtung\/","title":{"rendered":"Strommarktdesign: Die Politik bestimmt die Richtung"},"content":{"rendered":"

Im 20. Jahrhundert waren die Stromsysteme der meisten europ\u00e4ischen L\u00e4nder durch lokale Monopole gepr\u00e4gt. Dieses regulierte System gew\u00e4hrleistete eine Absicherung der Investitionen \u2013 und erm\u00f6glichte es, Kapazit\u00e4tsreserven zu refinanzieren. Mit der stufenweisen \u00d6ffnung der M\u00e4rkte Ende der Neunzigerjahre \u2013 beziehungsweise der Teil\u00f6ffnung in der Schweiz im Jahr 2009 \u2013 hat sich f\u00fcr Energieversorger das Systemumfeld grundlegend ver\u00e4ndert. Die im regulierten Monopol garantierte Kostendeckung ist durch eine st\u00e4rker risikobehaftete Marktrefinanzierung abgel\u00f6st worden. Daneben haben der Ausbau erneuerbarer Energien und umweltpolitische Massnahmen das Stromsystem deutlich ver\u00e4ndert. Nur der Netzbereich bleibt weiterhin reguliert.
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\nWas bedeuten diese Trends f\u00fcr ein langfristiges Marktdesign[1]<\/a>? Die wichtigsten zu ber\u00fccksichtigen Einflussfaktoren sind der zunehmende Wettbewerb und der zunehmende Anteil erneuerbarer Energien. Die Stromproduktion erneuerbarer Energien \u2013 insbesondere Windturbinen und Fotovoltaikanlagen \u2013 ist vornehmlich durch Investitionskosten (Fixkosten) gepr\u00e4gt. Betriebskosten (variable Kosten) spielen entsprechend eine eher untergeordnete Rolle. Somit gilt der Grundsatz: Immer wenn der Wind weht oder die Sonne scheint, produzieren die neuen Kraftwerke Strom. Der hohe Anteil an volatilen erneuerbaren Energien erfordert dabei den verst\u00e4rkten Einsatz von Speichern, Back-up-Kraftwerken oder hinreichend flexiblen Verbrauchern, um Schwankungen auszugleichen. Schliesslich ist wegen der relativ kleinen Gr\u00f6sse erneuerbarer Anlagen mit einem h\u00f6heren Anteil dezentraler Erzeugung zu rechnen. Aufgrund dieser Dezentralisierung wird der Strommarkt die Investitions- und Einsatzentscheidungen von deutlich mehr und deutlich heterogeneren Akteuren koordinieren m\u00fcssen.
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\nDie zunehmende Bedeutung von Windturbinen und Fotovoltaikanlagen ist eine Herausforderung f\u00fcr das Marktdesign: Die Angebotskurve ist bei ausreichender Verf\u00fcgbarkeit von Strom aus Sonne und Wind die meiste Zeit \u00fcber flach. Das heisst, der Strompreis bleibt in einem von Angebot und Nachfrage gepr\u00e4gten Markt in solchen Situationen tendenziell tief.[2]<\/a> Kurzfristige Preissignale werden daher weniger durch unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerkstypen determiniert als vielmehr durch die Verf\u00fcgbarkeit von Wind und Sonne. Die flache Angebotskurve hat Auswirkungen auf die Amortisation von Investitionen: Die zur Deckung der Fixkosten erzielbaren Beitr\u00e4ge (Deckungsbeitr\u00e4ge) sind bei hoher Einspeisung variabler erneuerbarer Energien tiefer. H\u00f6here Ums\u00e4tze k\u00f6nnen vornehmlich noch zu Zeiten erzielt werden, in denen andere Technologien wie beispielsweise Speicher- oder Back-up-Kraftwerke den Preis setzen. Also zum Beispiel in den Morgen- und Abendstunden oder an windstillen Tagen. Wann immer hingegen in Europa ein \u00dcberangebot an Sonne oder Wind besteht, werden die Strompreise tief sein. <\/p>\n

Nachfrage wird elastisch<\/strong><\/h2>\n


\nDie st\u00e4rkere Wetterabh\u00e4ngigkeit der Erzeugung und die damit verbundene ver\u00e4nderte Dynamik bei den Deckungsbeitr\u00e4gen bewirken, dass langfristig ein Paradigmenwechsel im Stromsystem zu erwarten ist. Bislang wird die Produktion einem als kaum beeinflussbar angesehenen Nachfrageverlauf nachgef\u00fchrt (\u00abgeneration follows demand\u00bb). \u00d6konomisch spricht man von einer unelastischen Nachfrage. Die daf\u00fcr notwendigen hohen Produktionskapazit\u00e4ten konnten in einem regulierten Monopol refinanziert werden. Auf einem wettbewerblichen Energy-only-Markt wird dies nicht im gleichen Ausmass gelingen, da ein \u00dcberangebot zu niedrigen Preisen und damit geringeren Investitionsanreizen f\u00fchrt. Die aktuell noch vorhandenen \u00dcberkapazit\u00e4ten aus regulierten Zeiten werden ohne Markteingriffe langfristig zur\u00fcckgehen.
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\nEntsprechend wird das Stromsystem zu einem neuen Paradigma wechseln, bei dem die Nachfrageelastizit\u00e4t eine hohe Bedeutung erh\u00e4lt, um durch tempor\u00e4re Reduktionen des Konsums einen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage in Knappheitssituationen zu erzielen. Sprich: In einem elastischen Markt wird bei einem h\u00f6heren Preis weniger Strom nachgefragt und umgekehrt. Mit der erwarteten Zunahme erneuerbarer Erzeugung sollten daher solche Preisdynamiken dazu f\u00fchren, dass sich die Nachfrage an die jeweils aktuelle (wettergetriebene) Produktion anpasst (\u00abload follows generation\u00bb).
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\nIst dies nicht gew\u00fcnscht, muss das Marktdesign ver\u00e4ndert werden. So k\u00f6nnte, statt vorrangig die Einheit Energie (Kilowattstunden) zu verg\u00fcten, die potenzielle Bereitstellung von Energie (Produktionskapazit\u00e4t bzw. der Service \u00abVerf\u00fcgbarkeit von Energie\u00bb) in das Marktdesign integriert werden. Viele L\u00e4nder experimentieren bereits mit entsprechenden Ans\u00e4tzen. Eine effiziente, marktnahe L\u00f6sung wurde dabei aber noch nicht gefunden. <\/p>\n

Das System stabil halten<\/strong><\/h2>\n


\nAufgrund der physikalischen Eigenschaften von Strom m\u00fcssen Erzeugung und Nachfrage stets ausgeglichen sein. Stromsysteme mussten schon immer die auftretenden Schwankungen und Abweichungen ausgleichen, um das System stabil zu halten. Kurzfristig \u2013 also im Sekunden- und Minutentakt \u2013 k\u00f6nnen Schwankungen auftreten, wenn Last und Erzeugung ungeplant \u00e4ndern \u2013 dies ist beispielsweise der Fall, wenn sich die Prognosen der Einspeisung von Wind- und Fotovoltaikanlagen als falsch erweisen. Demgegen\u00fcber sind mittelfristige Schwankungen, die im tages- und jahreszeitlichen Verlauf auftreten, meist planbar. Dar\u00fcber hinaus gibt es langfristige nicht planbare Unsicherheiten, wie seltene Nachfragespitzen oder Ausfallereignisse. Der Wandel hin zu erneuerbaren Energien ver\u00e4ndert dabei diese grundlegende Problematik nicht, wirkt sich aber auf die Auspr\u00e4gung und die relevanten Kenngr\u00f6ssen aus.
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\nDas Problem kurzfristiger Volatilit\u00e4t wird heute \u00fcber Regelenergiem\u00e4rkte gel\u00f6st, wo die Anbieter f\u00fcr das Bereitstellen von Ausgleichsenergie entsch\u00e4digt werden. Dieses Konzept d\u00fcrfte auch in Zukunft geeignet sein, kurzfristige Schwankungen auszugleichen. F\u00fcr die mittelfristige Volatilit\u00e4t ist wie oben beschrieben die Ausgestaltung des Energiemarktes entscheidend, um zum Beispiel \u00fcber ausreichend hohe Preisunterschiede Investitionen in Speicher zu f\u00f6rdern oder Anreize zur Lastverschiebung zu setzen. Damit vorhandene technische L\u00f6sungen effizient eingesetzt werden, muss der Markt in Zukunft aber f\u00fcr gr\u00f6ssere Kundengruppen als bisher Preissignale setzen, die reale Knappheiten widerspiegeln.
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\nDie langfristige Volatilit\u00e4t wurde bislang durch Vorschriften f\u00fcr die monopolistischen Versorger geregelt, wobei die Kosten auf die Endkunden \u00fcberw\u00e4lzt wurden. In einem Marktumfeld ist dies so nicht mehr umsetzbar. Daher m\u00fcssen entweder ausreichend Investitionsanreize auf Erzeugungsseite gesetzt oder in Flexibilit\u00e4t auf der Nachfrageseite investiert werden \u2013 sprich, die Nachfrageelastizit\u00e4t muss durch Lastverschiebung oder Nachfragereduktion erreicht werden. <\/p>\n

Hunderttausende Kleinkraftwerke<\/strong><\/h2>\n


\nDie Grenze zwischen Angebot und Nachfrage wird durch die zunehmende Bedeutung dezentraler Erzeugung und\u00a0das damit verbundene Aufkommen sogenannter Prosumer (gleichzeitige Produzenten und Konsumenten, zum Beispiel Haushalte mit Fotovoltaikanlagen) im zuk\u00fcnftigen Strommarkt verschwimmen. Es ist daher anzunehmen, dass im zuk\u00fcnftigen Stromsystem nicht nur wenige Hundert gr\u00f6ssere Kraftwerke, sondern zus\u00e4tzlich mehrere Hunderttausend kleinere Einheiten interagieren.
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\nBislang sind diese Akteure auf weitgehend getrennten M\u00e4rkten aktiv und sind dementsprechend unterschiedlichen Preissignalen ausgesetzt. So sind etwa Endkundenpreise nur auf Jahresebene variabel, und auch die Tag\/Nacht-Tarife werden f\u00fcr jeweils ein Jahr fixiert. Daraus ergeben sich andere Anreize f\u00fcr Investitionen und die Nutzung von Flexibilit\u00e4ten als bei den st\u00fcndlich variierenden Grosshandelspreisen.
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\nDas Marktdesign muss sich entsprechend anpassen. So gilt es optimale Anreize f\u00fcr Investitionen und Einsatz sowohl auf Grosshandels- als auch auf Endkundenseite bereitzustellen. Gleichzeitig muss die Koordination zwischen den verschiedenen Akteuren sichergestellt werden, wobei die Netztarife und das Zusammenspiel zwischen den regulierten und den wettbewerblichen Bestandteilen des Stromsystems eine h\u00f6here Bedeutung f\u00fcr das Marktdesign erhalten. Dadurch wird den volatileren Bedingungen auch auf der Netzkostenebene Rechnung getragen. <\/p>\n

Welche Zukunft soll es sein?<\/strong><\/h2>\n


\nDie zunehmende Zahl von Akteuren d\u00fcrfte einen st\u00e4rker wettbewerblichen Markt unumg\u00e4nglich machen. Anders k\u00f6nnen die Entscheidungen der vielen, heterogenen Akteure kaum effizient koordiniert werden.
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\nBei der Gestaltung des k\u00fcnftigen Strommarktes sind verschiedene Optionen denkbar. Zentral ist der Entscheid, ob das bisherige Paradigma \u00abgeneration follows load\u00bb beibehalten werden soll oder ob ein Wechsel zu \u00abload follows generation\u00bb akzeptiert wird. Im letzteren Fall kann das Design eines Energy-only-Markts mit leichten Anpassungen beibehalten werden. Im ersteren Fall ist langfristig ein grundlegendes Neudesign des Strommarktes erforderlich. Letztlich entspricht diese Entscheidung der Frage, welches \u00abGut\u00bb Strom eigentlich darstellt: Ist es ein Service (Verf\u00fcgbarkeit von Energie) oder ein Konsumgut (Energie)?
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\nIn beiden F\u00e4llen d\u00fcrfte eine st\u00e4rkere Einbindung der Verbraucher unumg\u00e4nglich sein, um Nachfrageflexibilit\u00e4t in einem \u00f6konomisch sinnvollen Ausmass zu nutzen und gesamtwirtschaftlich sinnvolle Investitionen in dezentrale Erzeugungs- und Speicheranlagen zu erreichen. Es ist daher wichtig, dass der Markt f\u00fcr gr\u00f6ssere Kundengruppen als bisher Preissignale setzt, welche die Knappheit von Strom zeitnah widerspiegeln.
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\nSchliesslich muss gekl\u00e4rt werden, was unter \u00abVersorgungssicherheit\u00bb zu verstehen ist. Sollen Kunden wie bisher zu einem vorab vereinbarten Preis (nahezu) beliebige Mengen an Strom beziehen zu k\u00f6nnen? Oder ist darunter die Sicherheit zu verstehen, Strom beziehen zu k\u00f6nnen, wenn ich bereit bin, den aktuellen Preis zu bezahlen? Dabei m\u00fcssen die Politik und die Gesellschaft definieren, ob die Versorgungssicherheit auch durch Importe erreicht werden kann oder ob eine st\u00e4rker nationale Produktion angestrebt wird.
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\nTechnisch und \u00f6konomisch sind viele Optionen m\u00f6glich. Da jede Option ein anderes Marktdesign erfordert, ist es wichtig, zun\u00e4chst politisch eine Variante auszuw\u00e4hlen. In der Schweiz, wo sich die Revision des neuen Stromversorgungsgesetzes in der Vernehmlassung befindet, ist der Zeitpunkt f\u00fcr diese Grundsatzdebatte g\u00fcnstig.[3]<\/a> In einem zweiten Schritt kann das daf\u00fcr notwendige Marktdesign entwickelt werden.<\/p>\n

  1. Der Beitrag basiert auf Weigt et. al. (2018): Strommarktdesign: In welche Richtung soll es gehen?, Competence Center for Research in Energy, Society and Transition, White Paper 5,<\/a> Juni; aktuelle Forschungsergebnisse sind unter www.sccer-crest.ch abrufbar<\/a>. [<\/span>]<\/a><\/li>
  2. Siehe Weigt et al. (2018), Grafiken S. 7. [<\/span>]<\/a><\/li>
  3. Bundesrat (2018). Bundesrat startet Vernehmlassung zur Revision des Stromversorgungsgesetzes, Medienmitteilung vom 17. Oktober 2018<\/a>. [<\/span>]<\/a><\/li><\/ol>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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Das vom Bund unterst\u00fctzte Competence Center for Research in Energy, Society and Transition hat sich in einem White Paper daher dieser grundlegenden Frage gewidmet und die wichtigsten Herausforderungen identifiziert, welche ein zuk\u00fcnftiges Strommarktdesign beherrschen muss. Dabei sind insbesondere eine st\u00e4rker wettbewerbliche Marktgestaltung und das Verh\u00e4ltnis von Angebots- und Nachfrageseite von zentraler Bedeutung. Je nach Priorit\u00e4ten sind unterschiedliche Designoptionen denkbar. 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