Wirtschaftlichkeit von Investitionen in Ersatzkraftwerken
Neben der Erzeugung aus Erneuerbaren Energien(EE) und der Entwicklung von Speichertechnologien sind langfristig auch der Ersatz und die Modernisierung von konventionellen Kraftwerken notwendig. In Abhängigkeit von der Entwicklung der Speicherverfügbarkeit ist bis zum Jahr 2050 ein Kraftwerkspark zu schaffen, der den Ausgleich für die nur unregelmäßig einspeisenden Windund Solaranlagen übernimmt. Hier bieten sich hochmoderne Gaskraftwerke (auch in KWK-Ausführung) aufgrund ihrer flexiblen Einsatzfähigkeit als Lösung an. Auch vor dem Hintergrund der zu entwickelnden Speichertechnologien sind diese Kraftwerkstypen zu bevorzugen. Ob es zu Errichtung und Betrieb von Gaskraftwerken kommt, hängt von der Wirtschaftlichkeit ab. Bereits heute beobachten wir, dass Bestandsanlagen keine auskömmliche Verzinsung erfahren (missing-money). Einerseits werden die Einsatzzeiten von Kraftwerken zunehmend kürzer, zum anderen verringert sich die Spanne zwischen Gaseinkaufspreis und Stromverkaufspreis. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien wird bis zum Jahr 2021 zu einer deutlichen Verschiebung der Merit-Order führen, jenem Grenzwert, ab dem sich der Betrieb eines Kraftwerkes noch wirtschaftlich rechnet. Die variablen Produktionskosten der EE liegen in Summe nahe gegen Null. Der Betreiber eines Kohle- oder Gaskraftwerks dagegen muss den Brennstoff für jede zu erzeugende Kilowattstunde bezahlen. In der Folge gewinnen Anlagen bei der Preisgestaltung zunehmend die Oberhand, die auf erneuerbare Energien setzen. Scheint mittags zur Spitzenlastzeit viel Sonne, dann verdrängt der Strom aus Photovoltaikanlagen den Strom aus Gaskraftwerken. Trotz ihrer Systemrelevanz werden Spitzenlastkraftwerke immer seltener das preisbestimmende Kraftwerk am Markt sein. Dieser Effekt wird sich bis zum Jahr 2050 verschärfen, wenn 80 Prozent der Erzeugung aus EE stammen. Mittel- bis langfristig muss deshalb die derzeitige Preisfindung nach der Merit- Order im Energy-Only-Markt überprüft werden. Bei einem Ertrag, der allein auf der gelieferten Arbeit beruht, fehlt der Anreiz zum Aufbau und Halten von Reservekapazitäten mit geringer Auslastung. Daher stehen wir vor der Frage, wie wir die Wirtschaftlichkeit der für die Versorgungssicherheit auch künftig benötigten konventionellen Kraftwerke sicherstellen können. 

Energiespeicher
 Die volatile Einspeisung der Erneuerbaren Energien verlangt mittel- und langfristig die Entwicklung neuer Speichertechnologien. Einen Weg der Kompensation bieten schnell hochfahrende Gaskraftwerke. Pumpwasserkraftwerke haben in Deutschland nur ein begrenztes Zubaupotential. Angesichts der hohen zu speichernden Energievolumina erlangt die Power-to-Gas-Technologie zunehmende Bedeutung. Dabei wird überschüssige EE genutzt, um über die Elektrolyse Wasserstoff beziehungsweise in einem weiteren Schritt Methan herzustellen. Beides kann in der bestehenden Gasinfrastruktur zwischengelagert und bei Bedarf den zuvor genannten Kraftwerken sowie der Industrie wie auch den Haushalten zur Verfügung gestellt werden. Aus unserer Sicht ist dies derzeit die erkennbare Technologie, um große Mengen Energie zu speichern und gleichzeitig die Stromnetze über ein eigenes Transportsystem zu entlasten. Allerdings ist der flächendeckende Ausbau dieser Speichertechnologie derzeit unwirtschaftlich und nicht im bestehenden Marktmodell abbildbar. 

Netzinfrastruktur vs. Regulierungsrahmen
 Die vorhandene Leitungsinfrastruktur verlangt für die Integration der Erneuerbaren Energien einen weiteren Ausbau und Ertüchtigung. Dies gilt auch für die Smart-Grid-Technologien und einer damit zunehmenden Bedeutung der Verteilungsnetze. 80 Prozent der EE werden in Endverteilungsnetze eingespeist und auch Smart-Grid-Technologien haben aufgrund der Schnittstelle zum Kunden ihren Platz in den Verteilnetzen. Das derzeitige Regulierungsregime in Deutschland ist allerdings nicht auf die anstehenden Investitionen ausgerichtet und es fehlen Anreizmomente. 

So hat die Bundesnetzagentur für die laufende erste Regulierungsperiode eine Zinsobergrenze von 9,29 Prozent auf das eingesetzte Kapital festgelegt. Nach unabhängigen Berechnungen liegt die tatsächliche Verzinsung bei 4,1 Prozent vor Steuern. Und dies für einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren, den die Netzbetreiber vorfinanzieren, ohne aber Erlöse zu realisieren und Abschreibungen vornehmen zu können. Auch wenn man von einer für die zweite Regulierungsperiode vorgesehenen Absenkung auf 8,2 Prozent wieder Abstand genommen hat, sehen wir weiteren dringenden Gesprächsbedarf. 

Insbesondere hinsichtlich des bestehenden Zeitverzugs bei der Kostenanerkennung und einer notwendigen Kurskorrektur durch die Bundesnetzagentur für den Bereich der Verteilnetze. Nur über eine angemessene Verzinsung kann ein akzeptabler Weg für den weiteren Netzausbau gefunden werden.

Effizienz und Innovationen
 Energieeffizienz ist neben der Speichertechnologie der Schlüssel zum Gelingen der Energiewende. Jede nicht verbrauchte Kilowattstunde entlastet die Volkswirtschaft und die Umwelt. Ein riesiges Effizienzpotential schlummert im Bereich des Wärmemarktes. Von den bundesweit im Einsatz befindlichen 17,8 Mio. Heizungsanlagen gelten rund 10 Millionen Anlagen als veraltet. 

Würden diese Heizungsanlagen durch moderne Heizungssysteme ausgetauscht, insbesondere mit Erdgas/Bioerdgas, erreicht man nahezu die bis 2020 angestrebte CO2-Minderung von 93 Mio. t/a. Experten bestätigen, die Erdgas-Brennwerttechnik in Kombination mit Solarthermie und/oder Bioerdgas ist die effiziente, preiswerte und bewährte Lösung. Die spezifischen CO2-Vermeidungskosten, die entstehen, wenn die Vorgaben des Energiekonzeptes realisiert würden, betragen ca. 120 Euro je vermiedener Tonne CO2. Nach einer aktuellen Studie der DVGW-Innovationsoffensive könnte der gleiche Effekt jedoch auch mit 30 Euro realisiert werden, wenn man dem technologieoffenen Ansatz „Dämmung + Heizungserneuerung im Bestand“ folgt.

Energiemarktmodell 2.0
 Die im Beitrag zuvor genannten Handlungsfelder können durch einzelne, in sich geschlossene Förder-/ Anreizsysteme erschlossen werden. Aus Sicht der Thüga empfiehlt es sich jedoch, das gegenwärtige „energy-only“ Marktmodell auf seinen Systemcharakter zu überprüfen. 

Ziel sollte ein konsistentes, langfristig angelegtes Marktmodell sein, welches auf unterschiedliche Marktelemente in einem in sich abgestimmten System statt auf Subventionen setzt. Es muss geeignet sein, die Energieeffizienz zu fördern und Anreize für den Leitungsund Speicherbau zu schaffen. Ebenso sind Versorgungssicherheit und Preisstabilität Schwerpunkte. Und schließlich sollte das neue Marktmodell mit dem europäischen Energiemarkt kompatibel sein. Ein solches Marktmodell sollte sichern, dass Arbeit und Leistung getrennt am Markt in Form von gesicherter Arbeit bzw. nichtgesicherter Arbeit bepreist werden. Der Vertrieb würde dem Kunden in Abhängigkeit von dessen Bedürfnissen ein Produkt aus Arbeit und Leistung konfektionieren. Unterschiedliche Marktelemente würden dann um die beste und effizienteste Lösung konkurrieren. Gleichfalls würde man Anreize zur Modernisierung von Bestandskraftwerken auslösen und eine Entwicklung zu einem reinen Leistungsmarkt ermöglichen. 

Eine dauerhafte Subventionierung von nicht leistungsgesicherter EE bleibt jedoch notwendig, da sonst kein Neubau im EE-Bereich erfolgt. Durch solche Leistungsbepreisung wird es möglich, Investitionen in Kraftwerke, „Demand- Side-Management“ sowie Speicher zu finanzieren. Denn Investitonen für den Umbau der Erzeugung sind Voraussetzung, um diese Aufgabe erfolgreich umzusetzen und damit auch einen deutlichen Vorteil für den Standort Deutschland darzustellen. 

Weitere Informationen unter: www.thuega.de