Die Unternehmensberatung BET Consulting GmbH hat ein Konzept für ein neues Strommarktdesign vorgelegt. Es soll nach Angaben des Unternehmens eine kosteneffizientere Integration erneuerbarer Energien ermöglichen und die Systemkosten deutlich senken. Einsparungen von bis zu 120 Milliarden Euro hält BET für möglich.
Der Vorschlag kommt zu einem Zeitpunkt, hitziger Debatten um Netzpaket und EEG-Novelle. Gerade die geplante Reform des EEG nimmt sich die Marktintegration erneuerbarer Energien vor. Dabei stehen sich zwei Ziele gegenüber: Der Ausbau erneuerbarer Energien soll schnell voranschreiten und Investitionsanreize erhalten bleiben, gleichzeitig sollen Systemkosten und insbesondere Netzausbaukosten begrenzt werden. BET versteht sein Konzept als Beitrag zu dieser Debatte. Grundlage ist nach Angaben des Unternehmens eine Auswertung aus dem Energiewende-Monitoring.
„Unser Konzept für ein ganzheitliches Strommarktdesign zur kosteneffizienten Erreichung der Klimaziele ermöglicht es, Marktwerte der erneuerbaren Energien zu erhöhen, Förderkosten zu reduzieren, Netzausbaukosten erheblich zu senken und gleichzeitig den Pfad zur Klimaneutralität einzuhalten“, sagt Alexander Kox, Geschäftsführer von BET.
Zwei zentrale Elemente
Das Konzept stützt sich auf zwei zentrale Säulen. Erstens schlägt BET vor, neue erneuerbare Anlagen stärker systemdienlich in das Stromsystem zu integrieren. Dazu soll eine neue Bemessungsgröße eingeführt werden: die sogenannte systemdienliche Anschlussleistung. Sie beschreibt die maximale Leistung, die ein Netzanschluss einer Anlage garantieren kann.
Für die Anlagenteile innerhalb der als systemdienliche Anschlussleistung definierten Bereiche soll ein garantierter Netzzugang gelten. Mengen unterhalb dieser Schwelle wären weiterhin durch EEG-Mechanismen abgesichert, etwa durch Kompensationen bei Redispatch oder Nachholmöglichkeiten des Stromverkaufs bei negativen Strompreisen.
Für Mengen, die oberhalb der systemdienlichen Anschlussleistung liegen, werden wirksame Anreize geschaffen, netzdienliche Steuerung auf Basis individueller Vereinbarungen in Form von Flexible Connection Agreements (FCAs) vorzunehmen oder den erzeugten Strom hinter dem Zähler selbst zu verbrauchen oder zwischenzuspeichern. So lassen sich die Risiken der Anlagen kalkulieren, sagen die Autoren.
Optionenmodell bei Netzengpässen
Für Situationen mit begrenzter Netzanschlusskapazität schlägt BET ein sogenanntes Optionenmodell vor. Es soll Netz- und Anlagenbetreibern mehrere Wege eröffnen:
- Option 1: Flexible Anschlussvereinbarung mit reduzierter Redispatch-Kompensation bis zum Netzausbau,
- Option 2: Verschiebung des Netzanschlusses um maximal vier Jahre,
- Option 3: Anschluss erfolgt zum gewünschten Zeitpunkt, aber Anlagenbetreiber müssen 50 Prozent der Redispatchkosten (bis maximal zehn Prozent der erzeugten Jahresmenge) selbst tragen. Der Netzbetreiber muss den gleichen Anteil tragen, ohne die Kosten auf die Erlösobergrenze wälzen zu können. Diese dritte Variante soll als wirtschaftlich unattraktive, aber kalkulierbare „Fallback-Option“ dienen und so Anreize für eine einvernehmliche Lösung schaffen.
Mehr Flexibilität im Stromsystem
Die zweite Säule des Konzepts betrifft stärkere Flexibilitätsanreize im Stromsystem. Dazu zählen unter anderem dynamische Strompreise, zeitvariable Netzentgelte sowie Anreize für Speicher, Lastverschiebung und Sektorkopplung. Auch Flexibilität könnte nach Vorstellung von BET künftig in einem Kapazitätsmarkt berücksichtigt werden. Eine stärkere Nachfrageflexibilität würde nach Einschätzung der Autoren Marktwerte erhöhen und Förderkosten senken.
BET hebt hervor, dass in ihrem Vorschlag zahlreiche Instrumente zum Heben von Flexibilität Anwendung finden könnten. Daher sei es nicht notwendig, die vollständige netzdienliche Steuerungswirkung aus den Netzentgelten zu erzielen. Damit könnten, so die Autoren, die Debatten im Rahmen des AgNes-Prozesses um dynamische Netzentgelte „deutlich pragmatischer und praxistauglicher“ ausgestaltet werden, wie es in dem Vorschlag heißt.
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