Eine Kilowattstunde Strom ist zu bestimmten Tageszeiten günstiger, wenn die Nachfrage im Stromnetz am geringsten ist. (Quelle: Adobe Stock)
Ist die Entwicklung der Stromproduktion im Einklang mit dem aktuellen Preissystem? Die Einführung erneuerbarer Energien im Netz, insbesondere der Photovoltaik, macht das klassische System des Wechsels zwischen Schwach- und Spitzenzeiten nach und nach obsolet. Diese Preisgestaltung folgt nicht mehr den Spitzen der Stromproduktion und damit dem tatsächlichen Preis.
Die Energiewende schreitet weltweit weiter voran. Laut Ember ist 2023 ein entscheidendes Jahr, in dem der Meilenstein von 30 % der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erstmals überschritten wurde. Dieser ermutigende Fortschritt bleibt nicht ohne Auswirkungen auf die Verbraucher: Aufgrund dieser neuen Situation könnte sich der Strompreis ändern.
Insbesondere in Frankreich wird über eine neue Strompreisgestaltung diskutiert, um den Verbrauch in neuen Schwachlastzeiten zu fördern. Die Veränderungen auf den Strommärkten und die europäischen Experimente ermöglichen es uns, mehrere Empfehlungen zu formulieren, um diese künftigen Tarife effektiver zu gestalten.
Es besteht bereits Überarbeitungsbedarf
Die aktuellen Strompreise in Frankreich basieren insbesondere auf einer Struktur, die auf zwei Zeiträumen, insbesondere für Privatpersonen, basiert: Spitzenzeiten und Nebenzeiten. Die Abrechnung von jedem zweiten französischen Haushalt hängt von dieser Unterscheidung ab. Diese Option ist attraktiv, weil damit die Kilowattstunde Strom zu bestimmten Tageszeiten günstiger ist, wenn die Nachfrage im Stromnetz am geringsten ist.
Obwohl es lokale Unterschiede bei den Zeitfenstern gibt, wie Enedis betont, profitieren mehr als 60 % der Unterkünfte von sogenannten nächtlichen Randzeiten. Diese Zeitfenster liegen zwischen 20:00 und 8:00 Uhr und bieten Haushalten insgesamt 8 Stunden pro Tag ermäßigte Tarife, was sie dazu anregt, bestimmte elektrische Anwendungen aufzuschieben. Für andere Verbraucher verteilen sich die Randzeiten unterschiedlich: zwischen 12:00 und 17:00 Uhr liegen die Zeiten, in denen der Stromverbrauch ebenfalls geringer ist. Diese Vielfalt bei der Verteilung der Nebenlastzeiten zielt darauf ab, die Steuerung des Energieverbrauchs entsprechend den lokalen Kapazitäten des Netzes und der verfügbaren Produktion zu optimieren und insbesondere dazu beizutragen, den Einsatz kostspieliger Spitzenlastanlagen zu vermeiden.
Die Zeiten ändern sich jedoch und Frankreich hat im Jahr 2024 bereits mehr als 250 Stunden negative Preise erlebt, darunter fast 90 % zwischen 11:00 und 18:00 Uhr, laut ENTSO-e-Daten. Diese negativen Preise entstehen, wenn die Produktion die Nachfrage übersteigt, was die Stromerzeuger dazu zwingt, für den Stromverbrauch zu bezahlen, oft um kostspielige Maßnahmen zur Wiederinbetriebnahme von Wärmekraftwerken zu vermeiden. Dieses Phänomen tritt insbesondere dann auf, wenn die Photovoltaik-Solarproduktion reichlich vorhanden ist.
Wenn die Preise negativ werden
Der aktuelle Tag-/Nachtwechsel der Spitzen-/Nebenzeitentarife (HP/HC) bietet jedoch wenig Anreiz, den Verbrauch auf die Mittagsstunden zu verlagern, obwohl dies für eine optimale Netzverwaltung und Stromrechnung für Verbraucher von Vorteil ist. Tatsächlich können Letztere während dieser Zeitfenster nicht von niedrigen oder sogar negativen Preisen profitieren, da tagsüber der Spitzentarif gilt. Daher ist in letzter Zeit die Notwendigkeit einer Tarifüberprüfung entstanden, um sich besser an die aufkommenden Trends in Frankreich und seinen Nachbarn anzupassen.
Aufgrund der Bedeutung der Nachfrage, die derzeit von diesen Nebenzeiten abhängt, ist das Thema alles andere als trivial. Beispielsweise ermöglicht die Steuerung von Warmwasserspeichern für Privathaushalte, d Produktionskapazität von fast zwei Kernkraftwerken. Die durch eine Tarifreform erreichbaren Effizienzgewinne wären daher erheblich, insbesondere mit der Zunahme von Elektrofahrzeugen, die die Nachfrage nach Strom ankurbeln werden.
Von unseren Nachbarn können wir etwas lernen
Frankreich ist in dieser Hinsicht keine Ausnahme. Viele Länder berücksichtigen dieses Problem bereits seit mehreren Jahren. Spanien und Schweden haben sich daher dafür entschieden, den Verbrauchern Echtzeitpreise zur Verfügung zu stellen, sodass sie beispielsweise ihr Elektroauto dann aufladen können, wenn der Strom am günstigsten ist, oder dass sie bei negativen Preisen sogar dafür bezahlt werden. Auch Italien hat sich für die Einführung eines dynamischeren Tarifs entschieden, wobei die HP/HC-Option seit 2010 die Standardoption für 25 Millionen Verbraucher ist. Schließlich haben mehrere Stromversorger in den Vereinigten Staaten die Nase vorn und bieten Preislisten an, die drei Zeiträume unterscheiden , je nach Jahreszeit, Wochentag und Tageszeit.
Aus diesen Erfahrungen lassen sich mehrere Lehren ziehen: In Spanien haben mehrere Studien gezeigt, dass nur 40 % der Haushalte sich dieser Preisgestaltung bewusst sind, was ihre Wirksamkeit und ihr Interesse verringert. In Italien schränkte der ursprünglich geplante geringe Preisunterschied zwischen Spitzen- und Nebenzeiten auch die Reaktion der Verbraucher ein und reduzierte die Flexibilität laut Forschern auf wenige Prozent des Stromverbrauchs.
Frankreich hat jedoch aufgrund seines langjährigen Interesses an dem, was in der Wirtschaft als „Preissignal“ bezeichnet wird, Argumente vorzubringen, wie der Tempo-Tarif zeigt, der seit 1998 drei Arten von Tagen (blau, weiß, rot) unterscheidet. lange vor der Einführung des Linky-Zählers. Als direkte Folge der Energiekrise profitiert dieser Tarif von erneutem Interesse und steigt laut Enedis von einem Tiefpunkt bei 200.000 Kunden im Jahr 2022 auf über 750.000 Kunden im Jahr 2024.
Flexibilität der Nachfrage
Der Einsatz erneuerbarer Energien und die Elektrifizierung von Nutzungen sind Gründe für eine Überarbeitung der Preisliste. Tatsächlich spiegeln die aktuellen Schwachlastzeiten die Solarproduktionszeiten in Europa nicht mehr ausreichend wider, ein Trend, der sich aufgrund der Vernetzung mit unseren Nachbarn dennoch in vielen Ländern durchsetzen wird. Unsere Forschung zeigt daher, dass die breitere Einführung „solarer“ Nebenzeiten ein erster Weg wäre, die Repräsentativität der Preise in Frankreich zu verbessern und gleichzeitig die Lesbarkeit der neuen Netze sicherzustellen.
Ebenso würde eine breitere Einführung der Tarife mit der Option „Peak Day Cancellation“ (EJP) es ermöglichen, bei Spannungen im Stromnetz, wie es während der Marktkrise von 2021 bis 2022 der Fall war, zur Verfügung zu stehen Perioden der „Energiedürre“, also Zeiten ohne Wind und Sonne. Mit Vorteilen sowohl für die Rechnungen der Verbraucher als auch für das Stromsystem.
Wenn die Beobachtung klar ist, bedürfen die Lösungen dennoch einer umfassenderen Überarbeitung. Insbesondere Terminmärkte ermöglichen es Lieferanten und anderen Akteuren der Strombranche, Strom Jahre im Voraus zu kaufen und zu verkaufen. Dies geschieht über langfristige Verträge, die einen festen Preis für einen zukünftigen Zeitraum garantieren und so eine gewisse finanzielle Stabilität und Vorhersehbarkeit bieten.
Zu den auf diesen Märkten üblicherweise gehandelten Produkten zählen vor allem Base- und Peak-Kontrakte. Bei Basisverträgen handelt es sich um den Kauf oder Verkauf von Strom zur kontinuierlichen Versorgung zu jeder Tageszeit (24 Stunden am Tag) über einen bestimmten Zeitraum. Im Gegensatz dazu decken Spitzenverträge die Spitzenzeiten ab, die im Allgemeinen als die Stunden von 8:00 bis 20:00 Uhr an Wochentagen definiert sind, in denen die Stromnachfrage am höchsten und die Marktpreise am teuersten sind.
Die derzeit zunehmende Produktion von Solarenergie entspricht nicht mehr der Logik der historischen Tag-/Nacht-Segmentierung, was zu paradoxen Situationen führt, in denen Spitzenzeiten jetzt weniger kosten als Basisstunden. Die Übung ist auch deshalb schwierig, weil die Randzeiten zwei Effekte haben: Sie ermöglichen es außerdem, den Bedarf an Netzverstärkungen zu begrenzen, indem sie den Verbrauch über den Tag hinweg glätten, d. h. den Spitzenverbrauch und damit die bereitzustellende elektrische Kapazität begrenzen zum Netzwerk. Das richtige Gleichgewicht zwischen Marktpreisen und Netzkosten zu finden, wird daher zweifellos ein Schlüsselelement sein.
Erhebliche Einsparungen bei unserer Stromrechnung
Auf der Verbraucherseite könnte die Rechnung um etwa 10 % sinken, wenn sie mitspielen, das heißt, wenn sie hauptsächlich während dieser neuen Solar-Nebenlastzeiten verbrauchen. Umgekehrt könnten die sozialen Kosten eines Status Quo auf die aktuellen HP/HC-Preise ansteigen
mehrere hundert Millionen Euro pro Jahr
im Jahr 2030 aufgrund des allmählichen Verlusts des Interesses an historischen Tag-/Nacht-Preissignalen im Verhältnis zur Entwicklung der Stromerzeugungsmixe in Frankreich und Europa hin zu erneuerbaren Energien.
In einer Zeit, in der sich die Energiewende in Europa beschleunigt, ist es daher unerlässlich, die Strompreise zu überdenken. Die Kombination aus neuen Regulierungen und innovativen Marktangeboten, beispielsweise begleitend zum Einsatz von Elektrofahrzeugen, könnte die Umsetzung dieser neuen Preismodelle ermöglichen. Wir können darauf wetten, dass künftige Ankündigungen der Energieregulierungskommission und von Enedis die aktuellen und kommenden Trends berücksichtigen werden.
Paar Manuel Villavicencio
Assoziierter Forscher, Lehrstuhl für europäische Strommärkte, Universität Paris-Dauphine, Universität Paris-Dauphine – PSL
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Dieser Artikel stammt von der The Conversation-Website
