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01.03.2013

Die Marktprämie im EEG 2012: Ein sinnvoller Beitrag zur Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien?

verfasst von: Erik Gawel, Alexandra Purkus

Erschienen in: Zeitschrift für Energiewirtschaft | Ausgabe 1/2013

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Zusammenfassung

Mit der steigenden Bedeutung erneuerbarer Energien im Stromsektor stellt sich zunehmend die Herausforderung ihrer Marktintegration, d. h. die Einbeziehung in den Steuerungs- und Vergütungsmechanismus des Strommarktes, sowie ihrer Systemintegration, d. h. die stärkere Einbindung in die Netzstabilisierung. Für eine effiziente und versorgungssichere Transformation des Energiesystems ist es notwendig, die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren verstärkt an kurz- wie langfristigen Marksignalen auszurichten. Das EEG 2012 führte hierzu als zentrales Instrument das Marktprämienmodell ein, um Anlagenbetreiber stärker an den Markt heranzuführen, sowie um Anreize für eine bedarfsgerechtere Stromproduktion zu setzen. Bereits kurz nach der Einführung steht die Marktprämie jedoch in der Kritik, hohe Zusatzkosten ohne entsprechenden Mehrwert zu schaffen. Der vorliegende Artikel wertet erste empirische Erfahrungen aus und untersucht auf dieser Grundlage, inwieweit das Marktprämienmodell in seiner aktuellen Ausgestaltung zur Marktintegration und/oder zur Systemintegration beiträgt, und ob es grundsätzlich geeignet scheint, diese Ziele zu erreichen (Effektivität). Zudem wird diskutiert, welche Effizienzgewinne sich realisieren lassen, und welche Zusatzkosten der „Integrationsadministrierung“ dabei entstehen (Effizienz). Während die Marktintegration i. e. S. (Unterwerfung unter das allgemeine Marktpreisrisiko) nicht Ziel des Marktprämienmodells ist, konnte die Teilnahme an der Direktvermarktung signifikant gesteigert werden. Allerdings ergeben sich hohe Mitnahmeeffekte, und der gesamtwirtschaftliche Nutzen einer graduellen Heranführung an den Markt ist zweifelhaft. Eine verbesserte Systemintegration wird über das Instrument zwar angesteuert, doch reichen die gesetzten Anreize für eine signifikante Flexibilisierung der Einspeisung vor allem im Fall fluktuierender Erneuerbarer nicht aus. Eine Fortführung des Modells in seiner jetzigen Ausgestaltung erscheint daher nicht empfehlenswert. Abschließend wird ein Ausblick auf mögliche Alternativlösungen gegeben.

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Fußnoten
1
Der Gleichgewichts-Strompreis bezeichnet hier den Grenzkostenpreis, der sich stündlich an der Strombörse im Ausgleich von Angebot und Nachfrage ergibt, und einheitliche Preissignale für alle Erzeugungstechnologien setzt.
 
2
Um das Auftreten negativer Preisspitzen zu begrenzen, wurde 2010 in der Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung die Möglichkeit zur Preislimitierung in Ausnahmefällen geschaffen (§ 8 AusglMechAV 2010). Die Gültigkeit der Regelung ist bis zum 28. Februar 2013 begrenzt.
 
3
„Kombikraftwerke“ sind hier als EE-Stromerzeugungsanlagen zu verstehen, die um Einrichtungen zur Energiespeicherung oder Lastmanagementanwendungen ergänzt werden (ISET et al. 2009).
 
4
Der relative Marktwert von Wind und PV berechnet sich, indem die Summe der stündlichen Verkaufserlöse an der Strombörse durch die erzeugte Strommenge geteilt und in Bezug zum durchschnittlichen Marktpreis gesetzt wird (Sensfuß und Ragwitz 2011; EEG 2012, Anlage 4 Nr. 2.2 ff.).
 
5
Zur besseren Übersichtlichkeit unterscheidet sich die hier verwendete Terminologie von der des Gesetzestextes. In EEG 2012, Anlage 4 Nr. 1 wird der Begriff „Marktprämie“ im Sinne der Brutto-Marktprämie benutzt, während die Differenz aus Marktwert und Managementprämie zum sog. Referenzmarktwert zusammengefasst wird (Anlage 4 Nr. 2 EEG 2012).
 
6
Werden Anlagen im MPM im Rahmen von Einspeisemanagementmaßnahmen (§ 11 EEG 2012) abgeregelt, haben diese ebenso wie Anlagen in der Einspeisevergütung Anspruch auf eine Entschädigung in Höhe von 95 % der entgangenen Erlöse zuzüglich zusätzlicher Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen (Schumacher 2012, § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012).
 
7
Eine frühere Abregelung würde betriebswirtschaftlich allerdings Sinn machen, wenn ohnehin anfallende Ausfallzeiten, z. B. durch Wartung, in Stunden mit niedrigen bzw. negativen Strompreisen verlagert werden können (vgl. Fraunhofer-ISI et al. 2011).
 
8
Die Regelzonen von 50Hertz und TenneT decken u. a. den gesamten nord- und ostdeutschen Raum und damit sämtliche Küstengebiete ab (Netzentwicklungsplan 2012); die Systemintegration fluktuierender EE (insbesondere Windkraft mit hohen Direktvermarktungs-Anteilen) bildet für diese Regelzonen daher eine besonders große Herausforderung. In den Regelzonen von TransnetBW und Amprion waren nach eigenen Angaben bislang keine Eingriffe nach § 11 EEG 2012 durch die ÜNB erforderlich.
 
9
Die Bundesregierung hat darauf am 29.08.2012 die Managementprämienverordnung (MaPrV) beschlossen, mit der die Managementprämie bei den fluktuierenden EE ab 2013 nochmals abgesenkt werden soll (§ 2 MaPrV 2012; vgl. Tab. 2).
 
10
Das MPM könnte allenfalls langfristig eine Verringerung der EEG-Umlage bewirken, wenn mehr umlagenrelevante Transaktionskosten auf Seiten der ÜNB eingespart werden könnten (z. B. durch geringere Strommengen im EEG-Wälzungsmechanismus, und geringere Kosten für Ausgleichs- und Reserveenergie), als Mehrkosten im Rahmen der (degressiven) Managementprämie anfielen (vgl. Consentec et al. 2010).
 
Literatur
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Metadaten
Titel
Die Marktprämie im EEG 2012: Ein sinnvoller Beitrag zur Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien?
verfasst von
Erik Gawel
Alexandra Purkus
Publikationsdatum
01.03.2013
Verlag
Vieweg Verlag
Erschienen in
Zeitschrift für Energiewirtschaft / Ausgabe 1/2013
Print ISSN: 0343-5377
Elektronische ISSN: 1866-2765
DOI
https://doi.org/10.1007/s12398-012-0097-x