Stunden mit „negativen Strompreisen“ untersucht
Die Bundesnetzagentur hat am 11.04.2017 einen Bericht über die sogenannte Mindesterzeugung veröffentlicht. In dem Bericht werden Stunden mit „negativen Strompreisen“ des zweiten Halbjahres 2015 untersucht. Negative Strompreise bedeuten, dass die Betreiber von Kernkraft-, Kohle- und Gaskraftwerken dafür gezahlt haben, dass ihnen Strom abgenommen wurde.
„Etwa ein Viertel der in Deutschland in der Spitze einspeisenden Kraftwerksleistung reagiert nicht oder nur eingeschränkt auf Preise am Strommarkt. Nur ein geringer Teil dieser Erzeugung ist netztechnisch erforderliche Mindesterzeugung,“ erläutert Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur.
Mindesterzeugung
In den analysierten Stunden haben 23 Gigawatt bis 28 Gigawatt konventionelle Stromerzeugung eingespeist. Nur ein kleiner Teil dieser Erzeugung ist für einen sicheren Netzbetrieb erforderlich (etwa 3 Gigawatt bis 4,5 Gigawatt), wie die Erbringung von Regelenergie oder Redispatch. Dieser Teil wird als „Mindesterzeugung“ bezeichnet. Die gesamte Erzeugung schwankte zwischen 54 Gigawatt und 63,5 Gigawatt, die erneuerbare Erzeugung aus Wind und Photovoltaik betrug zwischen 28 Gigawatt und 34,5 Gigawatt.
Konventioneller Erzeugungssockel
Der überwiegende Anteil der konventionellen Stromerzeugung in den analysierten Stunden ist dem „konventionellen Erzeugungssockel“ zuzuordnen. Er beträgt zwischen etwa 19 Gigawatt und 24 Gigawatt (80 Prozent bis 86,5 Prozent der Erzeugung aus konventionellen Anlagen). Diese Erzeugung scheint auf den ersten Blick nicht wirtschaftlich zu sein, da in den Kraftwerken bei der Produktion von Strom Kosten anfielen, aber keine Erlöse aus dem Verkauf erwirtschaftet wurden. Im Gegenteil mussten Zuzahlungen für die Abnahme von Strom geleistet werden.
Grund für diese Erzeugung sind zunächst technische Inflexibilitäten der Kraftwerke. Die Kraftwerke können für die wenigen Stunden mit negativen Großhandelspreisen nicht schnell genug herunter und anschließend wieder heraufgefahren werden. Negative Großhandelspreise sind ein Anreiz für Investitionen in Flexibilität. In den zurückliegenden Jahren sind von einigen Betreibern bereits hohe Investitionen in die Flexibilisierung ihrer Anlagen getätigt worden, weitere Investitionen der Kraftwerksbetreiber können den konventionellen Erzeugungssockel verringern.
Als weitere Gründe für eine Stromproduktion bei negativen Großhandelspreisen dürften ökonomische Anreize eine Rolle spielen, die stärker wirken als die Strommarktpreise. Dazu gehören zum Beispiel Wärmelieferverpflichtungen von nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz geförderten Anlagen, Anreize aus den Regelungen zum Eigenverbrauch und ein Anspruch auf Auszahlung sogenannter vermiedener Netzentgelte.
Integration der Erneuerbaren Erzeugung
Die Kenntnis über die tatsächlichen Verhältnisse und die technischen Zusammenhänge der Mindesterzeugung und des konventionellen Erzeugungssockels ist eine Voraussetzung für eine bessere Integration der Erneuerbaren Erzeugung und die angestrebte Reduzierung des Anteils an konventioneller Erzeugung. Dabei wird es darauf ankommen, den konventionellen Erzeugungssockel schrittweise immer weiter abzuschmelzen und die netztechnische Mindesterzeugung zunehmend alternativ – zum Beispiel aus erneuerbarer Erzeugung – zu erbringen.
Der Bericht folgt einem Auftrag an die Bundesnetzagentur aus dem neuen Strommarktgesetz. Die Bundesregierung will gezielt der Frage nachgehen, warum in bestimmten Zeiten von hoher Einspeisung erneuerbarer Energien und geringer Nachfrage konventionelle Anlagen nicht im erforderlichen Umfang zurückgefahren werden und es in wenigen Stunden im Jahr zu Überschüssen am Strommarkt kommt.
Die Bundesnetzagentur strebt im Folgebericht für 2019 an, ihre Untersuchungen auf eine umfangreichere Datengrundlage zu stützen und die Gründe für die zu geringe Preisreaktion der Einspeisung im konventionellen Erzeugungssockel detaillierter zu analysieren.
->Quelle: bundesnetzagentur.de/mindesterzeugung