Der graduelle Ausbau erneuerbarer Energien sowie der sukzessive Ausstieg aus der Kernenergie stehen derzeit im Zentrum kontroverser politischer Auseinandersetzungen. Es geht dabei um die Bewertung der vollen Kosten und Risiken alternativer Energieformen, um das Ausmaß der staatlichen Subventionierung erneuerbarer Energien sowie um die intertemporale Allokation erschöpfbarer Ressourcen. Unbestritten ist, dass für die Zukunft eine verstärkte Einspeisung von erneuerbaren Energien zu erwarten ist.

Am 4. August 2010 hat die Bundesregierung einen nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energie beschlossen.^[ 1 ] Für den Stromsektor wird angestrebt, dass bis 2020 ungefähr 40 Prozent aus erneuerbaren Energien stammen. Der Windenergie kommt dabei eine immer stärkere Bedeutung zu. Die zunehmende Einspeisung von Windenergie führt zu neuen Anforderungen an die Stromübertragungsnetze. In der Vergangenheit wurden die Kraftwerke möglichst in der Nähe der Verbrauchsschwerpunkte errichtet, so dass die Kraftwerke weitgehend gleichmäßig über das Bundesgebiet verteilt und keine eindeutige Flussrichtung des Stroms erkennbar war. Da sich die Standorte für große Windanlagen überwiegend im Norden Deutschlands ansiedeln, führt die Erzeugung von Windenergie zu einer zunehmenden Entkoppelung von Verbrauchs- und Erzeugungsschwerpunkten und verstärkten Stromflüssen von Nord nach Süd.^[ 2 ] Da die Windbedingungen sowohl kurz- als auch mittel- bzw. langfristig nur mit großen Unsicherheiten prognostiziert werden können, ist die Stromerzeugung mittels Windenergieanlagen mit hohen Schwankungen und eingeschränkten Prognosemöglichkeiten verbunden. Wegen diesem zunehmend komplexeren Allokationsproblem werden daher Standortentscheidungen für künftig zu bauende Kraftwerke sowie kurzfristige Einspeiseentscheidungen immer bedeutsamer.

Einspeiseregulierungen im deutschen Energiewirtschaftsrecht

Die Regelungen des deutschen Energiewirtschaftsrechts beinhalten verschiedene gesetzliche Vorschriften, die die unternehmerische Freiheit bei der Allokation der Stromübertragungs-netzkapazitäten einschränken. Es zeigt sich, dass dieses Bündel von gesetzlichen Vorschriften aufeinander aufbauende Eingriffe in die unternehmerischen Ausgestaltungsmöglichkeiten einer effizienten Allokation der Netzkapazitäten darstellen.

Nach §15 (1) der Stromnetzentgeltverordnung gilt, dass für die Einspeisung elektrischer Energie keine Netzentgelte zu entrichten sind.^[ 3 ] Dies bedeutet, dass die gesamten Kosten der Netznutzung von der Netzausspeiseseite getragen werden müssen. Allerdings beeinflusst nicht nur die Entnahme, sondern auch die Einspeisung von Elektrizität die Auslastungen der Netzkapazitäten.

Gemäß §8 (1) des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) gilt, dass Netzbetreiber in der Regel verpflichtet sind, den gesamten angebotenen Strom aus erneuerbaren Energien vorrangig abzunehmen und in ihr Netz einzuspeisen.^[ 4 ] Zudem sind die Netzbetreiber verpflichtet den Stromproduzenten von erneuerbarer Energie eine feste Einspeisevergütung, unabhängig von der aktuellen Höhe der Netzauslastung, auf der Basis von Durchschnittskosten, einschließlich der Kapitalkosten, zu entrichten. Dies bedeutet, dass die Netzbetreiber ihre Einspeiseentscheidungen nicht auf der Basis der tatsächlichen Knappheitsverhältnisse in ihren Netzen treffen können.

Gemäß §9 EEG sind die Netzbetreiber verpflichtet, auf Wunsch der Einspeiser ihre Netze auszubauen um die Einspeisung der erneuerbaren Energie sicherzustellen. Gesetzlich verordnete Netzausdehnungen sind allerdings aus ökonomischer Sicht ineffizient. Vielmehr ist die Interdependenz zwischen kurzfristigen Allokationsentscheidungen auf der Basis effizienter Netzentgelte und langfristigen optimalen Investitionsentscheidungen ausschlag-gebend.

Effiziente Netzentgelte und Netzausbauentscheidungen

Ein besonderes Charakteristikum von Stromübertragungsnetzen ist, dass sich das Ausmaß der Kapazitätsinanspruchnahme nicht auf eine direkte Übertragungsleitung zwischen einem Einspeise- und einem Entnahmepunkt eingrenzen lässt, sondern entscheidend von der gleichzeitigen Erzeugung (Einspeisung) und Entnahme an den verschiedenen Einspeise- und Entnahmepunkten sowie von den Gesamtsystemdeterminanten (Spannungsbeschränkungen etc.) im Netzsystem abhängt. Dieses auf den Kirchhoff‘schen Gesetzen basierende Phänomen der zirkulären Stromflüsse ist gleichbedeutend mit dem ökonomischen Problem der Systemexternalität.

Grundsätzlich gilt, dass die Bepreisung von Systemexternalitäten die optimalen Anreize für die Netzinanspruchnahme zum Ziel hat. Opportunitätskosten der Netzinanspruchnahme lassen sich nicht auf eine Strecke begrenzen. Eine zusätzliche Einspeisung an einem bestimmten Knoten kann sowohl negative als auch positive Auswirkungen auf die Auslastung des gesamten Netzes besitzen. Dies gilt ebenfalls für die Entnahme an einem beliebigen Knoten im Netz. Sowohl die Produzenten als auch die Nachfrager nach Elektrizität sehen sich unterschiedlichen Opportunitätskosten der Netzinanspruchnahme gegenüber – je nach Knotenpunkt, an dem sie sich befinden. Entscheidend ist dabei die Auswirkung einer marginalen Netzinanspruchnahme auf die Knappheitssituation im gesamten Netz. Die entscheidungsrelevanten Grenzkosten der Stromeinspeisung sind folglich nicht nur die Grenzkosten der Stromerzeugung, sondern ebenfalls die Opportunitätskosten der Netzinanspruchnahme in Höhe der Systemexternalitäten.

Falls Stromerzeugung und Stromausspeisung geografisch stark auseinander fallen und daher regionale Stromüberschüsse bzw. Unterdeckung der Nachfrage auftreten, muss durch ein geeignetes Netzkapazitätsmanagement das erforderliche Gleichgewicht zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkten wieder hergestellt werden. Es reicht dann nicht aus, die Nachfrager über Strompreissenkungen bis hin zu negativen Strompreisen zu mehr Stromkonsum anzuregen. Es gilt auch auf der Einspeiseseite dafür zu sorgen, dass die bereits bestehenden Kraftwerke je nach Standort ihre Einspeisung drosseln bzw. erhöhen sowie neue Kraftwerke an geeigneten Standorten angesiedelt werden.

Da Strom nicht lagerbar ist und die Stromnachfrage in der Realität stochastisch ist, lohnt es sich, unterschiedliche Kraftwerkstypen mit unterschiedlichen Grenzkosten der Erzeugung einzusetzen. Hieraus ergibt sich die sogenannte Merit Order des Kraftwerkeinsatzes mit zu-nehmenden Grenzkosten der Stromerzeugung. Grundsätzlich gilt es zwischen der Merit Order bei Vernachlässigung der Stromübertragungskosten und der Merit Order bei Einbezug der Stromübertragungskosten zu unterscheiden. Bei Vorliegen von Opportunitätskosten der Netznutzung müssen diese bei der Einspeiseentscheidung mit berücksichtigt werden. Die Reihenfolge der Bruttokosten (Erzeugung und Übertragung) ist folglich entscheidungsrelevant, so dass die aus der Sicht der Stromerzeugung ohne Netze sich ergebende Merit Order der eingesetzten Kraftwerke sich auch umkehren kann.

Da die Grenzkosten der Gewinnung von Windenergie sehr niedrig sind, würde unter Vernachlässigung der Stromübertragungskosten die Windenergie immer eingespeist, auch ohne gesetzliche Vorrangregelung. Bei Einbezug der Stromübertragungskosten kann sich dies ändern, angesichts der geringen Grenzkosten der Gewinnung von Windenergie allerdings nur, wenn die Übertragungskosten sehr bedeutend werden. Falls die Opportunitätskosten der Netzinanspruchnahme durch Windenergie sehr hoch sind, muss der Netzbetreiber die Möglichkeit besitzen, andere Energieformen an günstigeren Standorten einzuspeisen. Wird dagegen die Vorrangregelung umgesetzt, können aufgrund der Kirchhoff’schen Gesetze sogar ineffiziente Netzeinspeisungen zur Neutralisierung des Überschusses an Windenergie nötig werden, um Spannungsschwankungen im Übertragungsnetz zu verhindern.

Eine Subventionierung der Kapitalkosten von Windkraftanlagen auf der Basis der eingespeisten Windenergiemengen führt notgedrungen zu ineffizienten Anreizen, unabhängig von der Netzauslastung möglichst große Windmengen einzuspeisen. Bezieht sich die Subventionierung dieser Anlagen jedoch auf pauschale Vergütungen, so entfallen diese Fehlanreize. Das Erfordernis einer bevorzugten Einspeisung von Windenergie entfällt damit ebenfalls. Optimale Netzentgelte in Höhe der Opportunitätskosten der Netzinanspruchnahme setzen zudem die richtigen ökonomischen Anreize in den Ausbau von Stromübertragungsnetzen zu investieren, so dass regulatorische Netzausbauverpflichtungen überflüssig werden.

• ¹  Bundesrepublik Deutschland, Nationaler Aktionsplan für erneuerbare Energie gemäß der Richtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen, Berlin, 4. August 2010. http://www.bmu.de/erneuerbare_energien/downloads/doc/46202.php
• ²  Studie im Auftrag der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena), Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020, Köln. 24. Februar 2005, S. 228 ff.
• ³  Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung – StromNEV) vom 25. Juli 2005, Bundesgesetzblatt, Jahrgang 2005, Teil I Nr. 46, ausgegeben zu Bonn am 28. Juli 2005.
• ⁴  Gesetz zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften, vom 25. Oktober 2008, Bundesgesetzblatt, Jahrgang 2008, Teil I Nr. 49, ausgegeben zu Bonn am 31. Oktober 2008.

©KOF ETH Zürich, 31. Aug. 2010