„Die Instrumente der Kapazitätsförderung sind in einem dynamischen Strommarkt mit hoher Erneuerbaren-Durchdringung nicht geeignet, die Versorgungssicherheit zu organisieren.“ Dies ist eine der Kernaussagen der Studie „Die Ordnung der Transformation – Versorgungssicherheit im Strommarkt“, die das Berliner Beratungsunternehmen Connect Energy Economics für den Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne), die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) und die Leipziger Energiebörse European Energy Exchange (EEX) erstellt hat.
Hintergrund ist die von der Bundesregierung geplante Kraftwerksstrategie sowie die hiermit verbundenen Pläne für einen bis 2028 greifenden Kapazitätsmarkt im Stromsektor – also, verkürzt formuliert, einen Markt, auf dem nicht gelieferte Kilowattstunden vergütet werden, sondern die Bereitstellung Leistungskapazitäten. In der seit Jahren kontrovers geführten Diskussion, in der zum Beispiel verschiedene Energiekonzerne gegensätzliche Positionen vertreten und auch verschiedene Studien zu Pro- oder Contra-Resultaten führten, reihen sich bne, DIHK und EEX damit bei den Kapazitätsmarktgegnern ein.
Connect Energy Economics legt in der 240 Seiten starken Studie schwerpunkmäßig dar, warum ein Kapazitätsmarkt dem von der Europäischen Union in der jüngsten Reform der europäischen Strommarktrichtlinie definierten Instrument der Absicherungspflicht unterlegen ist. Letzteres besagt, wiederum verkürzt formuliert, dass alle am Strommarkt handelnden Akteure eingegangene Lieferverpflichtungen zuverlässig absichern müssen. Dies ist nach Einschätzung der Studienautoren „die kostengünstigere und robustere Maßnahme für eine sichere Stromversorgung – und hat zugleich den geringsten Umsetzungsaufwand.“ Die Richtlinie sieht allerdings auch die Möglichkeit von Kapazitätsmärkten vor.
Die Kritik an Kapazitätsmärkten bezieht sich insbesondere auf selektive Kapazitätsmärkte, die nur ausgewählte Technologien fördern – konkret auf die Überlegungen zur Ausschreibung von Erzeugungskapazitäten für Gaskraftwerke, die später auf Wasserstoffbetrieb umgestellt werden. Dies gilt als wichtiges Instrument zur Absicherung gegen Dunkelflauten. Die Studie hält in diesem Rahmen die unter anderem die Instrumente Absicherungspflicht für effektiver und auch schneller umsetzbar als einen Kapazitätsmarkt für Erdgas- beziehungsweise Wasserstoffkraftwerke. „Es kann nicht sein, dass wir den marktlichen Aufwuchs verschiedener Flexibilisierungsangebote zugunsten der Förderung von Erdgaskraftwerken mit einer bestenfalls ungewissen Wasserstoffhypothek verdrängen“, erklärt bne-Geschäftsführer Robert Busch. Er warnt zudem vor einem hierbei absehbaren „Förderwettlauf zwischen erneuerbaren Energien und neuen Kraftwerken“.
Die von den Auftraggebern sowie in der Studie selbst kritisierte Festlegung auf eine Technologie ist allerdings keineswegs zwingend Merkmal eines Kapazitätsmarktes. Auf bestehenden Märkten in den USA, Großbritannien, Belgien, Italien oder Polen nehmen etwa auch große Batteriespeicher teil. Ihr Anteil am gehandelten Gesamtvolumen ist allerdings bislang gering. Die Studie führt zudem an, dass sich die Vorgaben der bestehenden Kapazitätsmärkte an den Eigenschaften thermischer Kraftwerke orientieren. In Großbritannien – dem ältesten Kapazitätsmarkt in Euopa – habe sich beispielsweise gezeigt, dass die Marktchancen von Stromspeichern mittel- bis langfristig sinken. Dies wiederum führe zu einer geringeren Flexibilität des gesamten Strommarktes und damit zu einem sinkenden Marktwert von Strom aus Windkraft und Photovoltaik.
Diese Energieträger hätten deshalb einen höheren Förderbedarf – einer von mehreren Gründen, aus denen die Studie einem Kapazitätsmarkt deutlich kostensteigernde Effekte für die Gesamtversorgung attestiert. Marco Nicolosi, Geschäftsführer von Connect Energy Economics, sieht deshalb einen „wettbewerblichen Strommarkt“ – zu dem er Kapazitätsmarktmodelle offenkundig nicht zählt – als bessere Gewährleistung einer kostengünstigen und sicheren Versorgung: „Statt über Förderprogramme für Kraftwerke zu diskutieren, die – wie im Falle von Kapazitätsmärkten – zu einer dauerhaften Fördernotwendigkeit führen, sollten Anreize gesetzt werden, um den Strommarkt zu stärken.“ Auch Peter Reitz, CEO der Stromhandelsbörse EEX, votiert eindeutig für die Absicherungspflicht. Wenn der Gesetzgeber diese konsequent ausgestalte, würden „am Strommarkt die passenden Produkte zur Absicherung von Preisrisiken gehandelt, die den Wert von Versorgungssicherheit berücksichtigen. Das erlaubt Stromerzeugern sichere Einnahmen zur Finanzierung ihrer Investitionen“.
Dieser Inhalt ist urheberrechtlich geschützt und darf nicht kopiert werden. Wenn Sie mit uns kooperieren und Inhalte von uns teilweise nutzen wollen, nehmen Sie bitte Kontakt auf: redaktion@pv-magazine.com.
Ich habe den Kapazitätsmarkt anders verstanden, als dass er nur auf Gaskraft fixiert sei. Ist das denn schon ausformuliert?
Nach meinem Verständnis kann jeder teilnehmen, sodass eine Absicherungspflicht wie gefordert genauso funktioniert. Zum Beispiel auch (bestenfalls kombinierte) Solar- und Windparks mit (langfristig) grünem Backup, die genauso am Kapazitätsmarkt teilnehmen können. Das kann dann neben einer günstigen H2 ready Gasturbine auch Geothermie oder Wasserkraft oder Holz oder was auch immer sein…
Soll sich doch das durchsetzen, was marktwirtschaftlich die besten Preise ermöglicht.
Eine günstige H2 ready Gasturbine? 80 % der möglichen Betriebszeit soll die doch nur nutzlos herumstehen. Investiertes Kapital, das nichts bringt außer Kosten, treibt jeden Betriebswirt aus dem Fenster. Und das ganze System krankt doch daran dass Elektrolyseure, die sich mit Kapazität und Auslastung an der Volatilität der EE orientieren müssen, mit einem genau so miserablen Wirkungsgrad arbeiten und die Produktionskosten zu unbezahlbaren Preisen fuehren.
Und die Illusion günstig H2 aus dem Ausland beziehen zu können wird zerplatzen. Keine 15% der ursprünglichen in z.B. Ägypten erzeugten EE wird davon in den Deutschen Netzen landen. Und dann gaukelt man dem deutschen Michel vor,der Preis für derart erzeugten Strom mit Gasturbinen liege bei 10 Cent. Schon mal eine Berechnung zu dieser Aussage gefunden?
Die Wahrheit liegt schon heute bei 30 Cent oder 10 Euro das Kg H2. Dabei ist es egal ob der mit eigenen unwirtschaftlichen EE und Elektrolyseuren produziert wird oder im Ausland. Transformation und Transport fressen deren Vorteil in der Produktion mehr als auf
Ich habe nicht den Eindruck, dass Sie gelesen haben, was ich schrieb. Denn ich plädierte ja für Vielfalt… für das, was sich marktwirtschaftlich am besten durchsetzt. Und ja, das muss nicht, kann aber auch die Gasturbine sein, die extrem günstig im Aufbau ist und daher sogar eigentlich bestens für wenig Laufzeiten geeignet ist… der Treibstoff „darf“ dann teuer sein. Wasserstoff ist noch min. 10 Jahre ohnehin überhaupt kein Thema, solange macht man es noch fossil. H2 kann nur dann günstig sein, wenn wir es europäisch mit Vernetzung hinbekommen, ich sehe da durchaus noch großes Potenzial für erhebliche Kostenminderungen, Innovationen nicht ausgeschlossen. Das ist aber alles Glaskugel und es ist Unsinn, das heute schon beurteilen zu wollen. Ende des Jahrzehnts kann man vermutlich erst mehr dazu sagen, wenn und falls Hausaufgaben in Europa gemacht wurden.
Und Sie wissen, dass ein solches Backup so oder so ein Zuschussgeschäft des Staates ist?… deswegen ja Kapazitätsmarkt, der die Bereitstellung schon entlohnt. Also wirtschaftlich kann so etwas nie und nimmer sein, wenn es so wenig wie möglich laufen soll. Der niedrige Preis kommt aus 80-90% günstigste EE, Batteriespeicher und Sektorenkopplung und der subventioniert das versorgungssichere Backup.
Abgesehen davon brauchen wir bei Strom voraussichtlich nur sehr kleine H2 Mengen, geschätzt im Jahr 2045 5% im Strommix und lediglich 50-100 TWh. Auch Biogas kann einen erheblichen Teil ersetzen, wenn die Strukturen auf Flexibilität und höheren Leistungen umgestellt werden.
Der sehr viel größere Anteil bei H2 liegt bei Industrie oder efuels… eine Herausforderung haben wir damit so oder so. Das bisschen für (subventionierfähigen) Strom sollte nicht das Problem sein, da halt ich es für eher möglich, dass wir die energieintensive Industrie wegen zu teurem H2 im rauen Wettbewerb aufgeben müssen.
Der Ex RWE Manager Terium hatte schon 2014 einen ähnlichen Vorschlag gemacht, ein halbes Jahr später war er nicht mehr da.
Schaut mal hier.
https://www.welt.de/wirtschaft/energie/article125425602/RWE-setzt-jetzt-voll-auf-die-Energiewende.html
Zitat:…Terium forderte die Schaffung eines „dezentralen Kapazitätsmarktes“, auf dem sich ein Preis für gesicherte Erzeugungsleistung bilden könne. Damit könnten Kraftwerke refinanziert werden, die derzeit wegen des Ökostrom-Vorrangs kaum noch zum Einsatz kommen und deshalb vor der Stilllegung stehen. „Die Feuerwehr wird auch nicht allein für das Löschwasser bezahlt. Zitat Ende.
An anderer Stelle hatte er noch von einem Kapazitätsmarkt, nach dem Merit Order Prinzip gesprochen.
Ein Kapazitätsmarkt „Dezentral und nach dem Merit Order Prinzip“ da müssen ja bei den Altgedienten die Alarmglocken läuten. Eine Lösung bei über 80% EE, ob Kapazitätsmarkt, oder anders wie, wird ähnlich wie 2010 die bekannte Ermächtigungsverordnung, ein weiterer entscheidender Punkt im Kampf zwischen den beiden Systemen. Ich fürchte die Lobbyisten der Altgedienten werden – wie 2010 – wieder dafür sorgen, dass deren gewohnte Pfründe Vorrang haben, vor einer effektiveren Lösung, im Sinne der Energiewende.
Die Idee des RWE-Chefs dürfte damals gewesen sein, Zusatzerlöse für seine schlecht ausgelasteten Steinkohlekraftwerke zu schaffen.
Bereits heute wird Geld an Kohlekraftwerksbetreiber gezahlt, damit die Kraftwerke in der Kraftwerksreserve betriebsbereit gehalten werden. Bezahlt wird das über eine Umlage und über die Netzentgelte.
Die geplanten Gaskraftwerke werden nur gebaut, wenn den Investoren ausreichende Erträge sichergestellt sind. Wenn das die Bundesregierung nicht gewährleistet, droht die Dunkelflaute.
Unwahrscheinlich. Die Bundesnetzagentur hält zur Zeit eine Liste von Steinkohlekraftwerken in der Kraftwerksreserve.
https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/systemrelevante_KW/Liste_systemr_KW.pdf?__blob=publicationFile&v=4
Wenn die Gaskraftwerke nicht rechtzeitig fertiggestellt werden, werden Steinkohlekraftwerke als Backup-Kraftwerke eingesetzt werden. Hier spart man kurzfristig bei den Investitionskosten, hat dann allerdings höhere feste Betriebskosten.
Insofern kann das nur eine Übergangslösung sein.
Wenn ich es richtig verstanden habe basiert der geplante Kapazitätsmarkt für die Sicherheit der Stromversorgung auf sehr fragwürdigen Annahmen – Wunschträumen wäre besser ausgedrückt.
Zentraler Wunschtraum ist der Wasserstofftraum dieser Regierung und vieler interessengeleiteter Marktakteure im Strommarkt.
Wasserstoff ist unbezahlbar für das was damit gemacht werden soll. Es gibt fast immer effizientere und billigere Alternativen. Darauf weist auch diese Studie hin.
Wasserstoff ist nicht unbezahlbar. Teuer ist er, und er hat einen schlechten Wirkungsgrad. Die einzige Alternative um den Wasserstoffeinsatz im großen Stile zu vermeiden, ist der Aufbau von großen Überkapazitäten bei den Erzeugern. Das würde Anzahl, Dauer und Tiefe der „Dunkelflauten“ verringern und die zwangsläufig resultierende zunehmende Abregelung wäre bis zu einem bestimmten Punkt immer noch billiger als der Einsatz von Wasserstoff.
Irgendwo wird es da ein Optimum geben, das aber schwer genau zu bestimmen ist, weil sich die Preisrelationen ändern, und das Klima, das aufs Wetter durchschlägt und damit auf die wetterabhängigen Erzeuger, auch.
Die Kapazitätsmärkte sollten relativ genau vorgeben, welche Modalitäten (Erzeuger, Speicher, Leitungen, Elektrolyseure) in welchen Mengen gebaut werden sollten. Zunächst wird es darum gehen, ein funktionierendes System aufzubauen. Das preisliche Feintuning kann man machen, wenn man sich den 100% nähert bzw. Kapazitäten ersetzt werden müssen – oder eben auch nicht, weil andere Lösungen besser ins System passen, weil sich die Preisrelationen, das Klima oder die Technologien geändert haben.
Bestandteil der Ausschreibungen von Kapazitäten muss auch der Ort sein, an dem sie ins Netz integriert werden.
Modalitäten, die nur 20% der Zeit laufen, hatten wir auch schon in den nuklear-fossilen Zeiten. Da liefen Gaskraftwerke über Mittag selten und mit einem teuren Brennstoff. Nur der kleine Stromkunde hat nichts davon gemerkt, wie teuer dieser so erzeugte Strom war, weil er einen Mischpreis bezahlt. Das wird für die meisten Stromverbraucher auch in Zukunft das geeignete Modell sein, weil sie weder Lust noch Zeit haben, sich jeden Stromverbrauch zu überlegen. Und das Risiko, das in stark schwankenden Strompreisen liegt, wollen oder können sie wegen prekärer Finanzlage nicht tragen.
Um das noch etwas zu erläutern, wie ich auf die 20%-Modalitäten gekommen bin: Es könnte sein, dass die teure Rückverstromung von Wasserstoff 20% unseres Strombedarfs liefern müsste. Es könnte aber auch weniger sein, wenn das DSM effektiver wird, und beispielsweise Hochtemperaturspeicher mit mittlerem Speicherhorizont eine größere Bedeutung erlangen. Vielleicht findet man auch noch Redox-Flow-Batterien mit billigerem Speichermedium als Vanadium, die mit längerem Speicherhorizont wirtschaftlich betrieben werden können.
Der Wasserstoff könnte in Wärmekraftkopplung etwas effizienter rückverstromt werden, weil die unangenehmeren Dunkelflauten in Mitteleuropa im Winter auftreten, wenn auch viel Wärmebedarf besteht. Das Problem dabei ist, dass entweder der Wasserstoff dezentral in die Häuser muss, oder die Wärme per Wärmeleitung. Beides ist teuer und steht in Konkurrenz zur bis zu einem bestimmten Punkt effizienteren Wärmedämmung. Leider wird auf allen Gebieten bisher zu wenig getan: Keine Wärmenetze, keine anständigen Wärmedämmstandards, keine ausreichende Wasserstoffproduktion und Verteilung.
Habe kurz versucht, die jährlichen Mehrkosten für den Betrieb der Backup-Gaskraftwerke mit grünem Wasserstoff abzuschätzen.
Die geplanten Gaskraftwerke als Backup sollen laut Ausschreibung ca. 800 Stunden pro Jahr laufen und es geht um eine Gesamterzeugungskapazität von ca. 7,5 GW (nur in einer von zwei Ausschreibungsrunden müssen die Kraftwerke H2ready sein).. Bei einem angenommen en Wirkungsgrad von 40% komme ich auf 15 TWh pro Jahr.
Laut verschiedenen Studien wird der Preis für Wasserstoff in 2030 auf ca. 10 Cent/kWh (genauer: 7 bis 13,5 Ct/kWh) geschätzt, bei Erdgas liegt der Preisindex TTF derzeit bei 4 Cent/kWh..
https://epub.wupperinst.org/files/8344/8344_Wasserstoffkosten.pdf
Damit komme ich auf jährliche Zusatzkosten von ca. 900 Millionen EUR.
Davon müssen noch die Kosten für die CO2-Zertifikate abgezogen werden, die beim Betrieb mit Erdgas anfallen.
Frage: Warum ein Wasserstoffnetz für Mrd.€ aufbauen wenn die Kraftwerke nur sporadisch laufen sollen um Strom zu erzeugen?Der erzeugte Strom kann über ein Intelligentes Netz viel besser verteilt werden. Zudem kommt das PROBLEM der Kraft/Wärme- Kopplung die ja im Moment propagiert wird ,da kann man nicht Mal ein Kraftwerk ein/ausschalten das muss dann durchlaufen , sonst bleibt die Bude nämlich kalt! Dazu kommen noch die horrenden Kosten für erzeugen von W-STOFF, Transport, Verteilnetze u.s.w. wer soll das in Zukunft bezahlen , eine Deindustrialisierung ist jetzt schon erkennbar+ wird sich weiter beschleunigen +wenn die Menschen keine Arbeit mehr haben , haben sie auch kein Einkommen mehr+ damit ist dann der ganze Spaß Geschichte.
Der Wasserstoff wird auch in der Industrie und nach gegenwärtigem technischen Stand im Verkehr benötigt. Außerdem kann man bei der Verwendung von Wasserstoff zur Rückverstromung den schlechten Wirkungsgrad etwas erhöhen, wenn man die Abwärme für Heizzwecke nutzt. Dazu müssen die Rückverstromer dezentral installiert werden. Wie die Struktur der Elektrolyseure aussehen wird, ist wohl noch nicht so klar.
Zur geplanten Struktur der Elektrolyse findet man Informationen beim Wasserstoff-Kompass..
Dort gibt es einen Elektrolysemonitor, wo alle bis 2030 in Deutschland errichteten oder geplanten Elektrolyseanlagen (außer Kleinanlagen) exolizit gelistet sind.
https://www.wasserstoff-kompass.de/elektrolyse-monitor
Dirt sieht man u.a. dass Schwerpunkte der Errichtung von Elektrolyseanlagen zukünftig in Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern sein wird. Als Grund dafür vermute ich, dass man dort den Offshore-Windstrom nutzen will. Offshore-Windstrom ist derzeit relativ am stärksten von Abregelungen betroffen.