Gabriel-Diktum sorgt für Gesprächsstoff

Markt

Geschäftsentwicklung - Strommarktdesign, Energy Only Market 2.0 und Big Data: Die Megathemen bestimmten auch die Handelsblatt Jahrestagung im Januar in Berlin. Für für viel Gesprächsstoff sorgte Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel: Einen Tag vor Beginn der Tagung sprach er sich gegen die baldige Einführung eines Kapazitätsmarkts aus.

25. Februar 2015

In einem Interview mit dem Handelsblatt sagte Gabriel, das Interesse vieler Kraftwerksbetreiber bestehe darin, »existierende Überkapazitäten auf Kosten der Stromverbraucher zu konservieren«. Auf der Tagung war dann der anstelle von Gabriel auftretende BMWi-Staatssekretär Rainer Baake erkennbar bemüht, den mit der Branche und der Wissenschaft vereinbarten, noch nicht abgeschlossenen Suchprozess für das effektivste und kostengünstigste Strommarktdesign zu beschwören.

Noch sei der Prozess im Gange und keine Entscheidung gegen die von BDEW und VKU vorgeschlagenen Kapazitätsmärkte gefallen. Für die Stromwirtschaft wies insbesondere BDEW-Präsident Johannes Kempmann die Unterstellung zurück, unrentable Altanlagen sollten in Kapazitätsmärkten überwintern statt abgeschaltet zu werden. »Es geht nicht um Subventionen, sondern um Versorgungssicherheit«, betonte Kempmann. So gehe aus den Stilllegungsanträgen bei der Bundesnetzagentur hervor, dass durch Betriebsende alter Anlagen bis 2020 mit CO2-Einsparungen von 70Mio.t zu rechnen ist. Bei einer Kapazitätsminderung von 10GW rechnet RWE mit einem Anstieg der Strompreise um 10€ pro MWh. Wichtig sei, Klarheit noch in 2015 zu schaffen, da wegen wichtiger Landtagswahlen 2016 und der Bundestagswahl 2017 erfahrungsgemäß keine wichtigen Entscheidungen mehr vor Ende 2017 fallen.

Droht Stillstand bis 2017?

Damit könnte ein Energy Only Markt 2.0 frühestens zu einem Zeitpunkt wirksam werden, an dem die Versorgungssicherheit aus heutiger Sicht nicht mehr zwingend gewährleistet sei. Wegen langer Planungs-, Genehmigungs- und Errichtungszeiten seien klare Rahmenbedingungen für den Bau neuer Kapazitäten kurzfristig zwingend.

E.on-Chef Johannes Teyssen erwartet jedoch, »dass die Kapazitätsmärkte sowieso kommen, vielleicht erst in einem zweiten Schritt«. In der EU werde intensiv darüber diskutiert, wie der Strommarkt künftig aussehen solle. »Deutschland muss aufpassen, dass es nicht als Bremser am Ende steht«, sagte Teyssen in seiner Eröffnungsrede.

Sorge um Preisspitzen

Mit der geplanten Überprüfung des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes wäre es nach Angaben von Rainer Baake für die Regierung möglich, Alt- und Neubauanlagen so zu unterstützen, dass sie profitabel betrieben werden könnten. Die Vertreter der Versorgungsunternehmen zeigten sich skeptisch, ob bei diesem Marktdesign die Politik die Knappheitssignale unbeeinträchtigt wirken ließe und nicht eingreifen würde, wenn in Spitzenzeiten pro MWh einige 1.000€ verlangt würden, obwohl die Gestehungskosten vielleicht nur bei 70€ pro MWh liegen.

EU drängt auf Austausch

Zwar sei es wünschenswert, nicht allein im nationalen, sondern im europäischen Rahmen zu denken und Kapazitätsreserven im Binnenmarkt zu sichern, jedoch könnten die zurzeit noch vorhandenen etwa 60GW Überschusskapazitäten in Nordeuropa wegen mangelnder Interkonnektorkapazitäten nur beschränkt genutzt werden.

Nicht umsonst drängt der zuständige EU-Energiekommisar Miguel Arias Canete darauf, die Interkonnektoren so auszubauen, dass 10% der Jahresstrommenge transnational verwendet werden kann. Andererseits sollten die Erfahrungen bezüglich Kapazitätsmärkten bei unseren Nachbarn nicht unberücksichtigt bleiben. So habe nach Angaben von E.on-Chef Johannes Theyssen eine Versteigerung von benötigten Reservekapazitäten in UK vor Kurzem nur zu Preisen von knapp 20£ pro kW geführt, verglichen mit Investitionskosten von mindestens 45£ bei Neubauanlagen.

Lastverschiebung

Die Mehrbelastung je Einwohner und Jahr sei mit 11£ vergleichsweise preiswert. Einig waren sich Energieversorger, Industrie und Regierung, dass in dem neuen Marktdesign nicht wie bisher gleichmäßige Nachfrage, sondern Flexibilität zu belohnen sei, sei es durch Lastverschiebungen, Lastabsenkung oder Transformation von Überschussstrom in Wärme, Kälte oder Gas. Überhaupt müssten in einer effizienten Volkswirtschaft die bisher meist getrennten Sparten Strom, Wärme und Mobilität zusammen gesehen werden.

In einer Nebenveranstaltung der Beratungsgesellschaft PWC wurden Markttrends vorgestellt, die erhebliche Auswirkungen auf Versorgungsunternehmen insbesondere kommunaler Herkunft haben werden. Danach werden die Stromgestehungskosten weiter steigen, die CO2-Emissionen im Stromsektor langfristig sinken, die deutschen Klimaschutzziele jedoch verfehlt. Der Energieverbrauch im Wärmesektor fällt kontinuierlich, die CO2-Einsparungen reichen aber nicht aus, um die Defizite aus dem Strommarkt zu kompensieren.

Im Mobilitätsbereich wird bis Mitte des Jahrhunderts der Energieverbrauch um ein Drittel absinken. Trotz des kontinuierlichen Ausbaus der Erneuerbaren im Stromsektor werden sich Kapazitätslücken auftun, da die Nutzung europäischer Kapazitäten mittelfristig keine Lösung bietet und neuartige Speichertechnologien nicht rechtzeitig bereitstehen.

Liquiditätsengpass

Die anstehenden Investitionen der Versorger für Digitalisierung, intelligente Steuerung und Netzausbau können nach Recherche von PWC zunehmend nicht mehr finanziert werden. Partner, auch branchenfremde wie zum Beispiel TSystems, müssen gesucht werden mit der Gefahr, dass neue, finanzstarke Player wie Google oder Amazon in den Markt eintreten. Auf die vorstehenden Trends kann dann zielgerichtet reagiert werden, wenn die Unternehmen wissen, wo ihre derzeitige Marktpositionierung ist und welche neuen Geschäftsfelder wie Energiemanagement, Energieeinsparung, Bereitstellung gesicherter Leistung, Energie Contracting, virtuelle Kraftwerke, Smart Infrastructure, Prosumer Services, Smart Home, Vermarktung von Daten und Stromspeicher mit vorhandenen Kapazitäten am besten bedient und angeboten werden können.

Google ist schon da

Insbesondere die Digitalisierung wird die Energiewirtschaft aufbrechen und branchenfremde Marktteilnehmer anlocken, die wie die Telekom über hohe Fähigkeiten und Kapazitäten bei der Behandlung von Datenmengen in praktisch Echtzeit verfügen, oder wie Google über seine Tochter Nest selbstlernende, aktive Thermostate vertreiben, die sich zwischen Energielieferant und Kunden schieben und somit das Kundenverhalten abgreifen. Damit können dann den Kunden genaue Angebote aus dem häuslichen Umfeld vorgelegt werden.

Digitales Geschäft peu à peu

Nach Vorstellung von PWC kann die Nutzung der Digitalisierung auch schrittweise erfolgen mit Online-Kundenportalen zur Information über Produkte und Preise oder Online-Kundenplattformen zur Information über den individuellen Verbrauch und personalisierte Angebote; oder in Form von Smart Homes, die Vergleichsmöglichkeiten zum Verbrauch des Nachbarn bieten.

Beispiel USA

Dass die USA hier teilweise bereits weiter sind, machte Alex Laskey, Präsident und Gründer von Opower, deutlich; das Unternehmen nutzt die Daten von 50Mio. Smart Meters und arbeitet mit vielen Versorgungsunternehmen zusammen, darunter EDF und E.on UK. Entscheidend ist ein anderes Kunden-Versorger-Verhältnis, bei dem der Kunde ›am Steuer sitzt‹. Kunden in den USA sind es gewohnt, von Telefongesellschaften über abweichende Telefonkosten informiert zu werden. US-Versorger ermöglichen den Kunden ihr Verhalten aktiv mitzugestalten und Strompreisrabatte zu nutzen, wenn sie zu Peakzeiten ihre Nachfrage einstellen oder reduzieren. Werte von 5% sind durchaus erreichbar.

Friedrich Kienle

Erschienen in Ausgabe: 02/2015