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Teil 3: Alternative Lösungen für den Strommarkt

Serie Strommarktdesign (Teil 3)

Neue Modelle für den Strommarkt der Zukunft

Befürwortern einer umfassenden Steuermarktreform gehen die Überlegungen zu einem optimierten Energy-only-Markt (EOM) nicht weit genug. Sie glauben, dass selbst eine flexibilisierte Variante nicht in der Lage sein wird, mittel- bis langfristig ausreichend Anreize für die Vorhaltung von genügend Kapazitäten für eine sichere Versorgung mit Strom zu setzen. Daher fordern sie neue Marktmodelle. Diese sehen vor, dass der Staat durch Ausschreibungen für ein ausreichendes Kapazitätsniveau sorgt. In Deutschland wurden in der jüngeren Vergangenheit vor allem drei Ansätze für Kapazitätsmärkte diskutiert.

Experten im ganzen Land erörtern im Jahr 2015, ob zusätzliche Marktmechanismen notwendig sind. Die Befürworter sagen, dass es für das Vorhalten von Leistungskapazitäten endlich einen finanziellen Ausgleich geben muss. Durch das aktuelle Strommarktdesign würden vielfach ausgerechnet moderne und hocheffiziente Kraftwerke vom Markt gedrängt. So könnten etwa Gaskraftwerke in Zukunft schnell, flexibel und umweltfreundlich Strom zur Verfügung stellen und Lastschwankungen im Netz ausgleichen. Alternative Marktmodelle sollen daher Abhilfe schaffen, um Engpässen oder gar Blackouts vorzubeugen.

Drei Modelle für mehr Sicherheit

Während die Verfechter des EOM 2.0 davon ausgehen, dass ein optimierter Strommarkt in der Lage sein wird, die Versorgungssicherheit selbstregulierend zu gewährleisten, fordern die Befürworter von Kapazitätsmärkten, dass auch der Staat ggfs. handeln muss, damit ausreichende Stromerzeugungskapazitäten bereitgestellt werden. Dabei wurden zuletzt drei Ausgestaltungen intensiv diskutiert:

Der zentrale umfassende Kapazitätsmarkt

Hier legt eine staatliche oder staatlich kontrollierte Behörde den Gesamtbedarf vorab fest und schreibt die benötigte Kapazität in einer Auktion aus. Die Betreiber von Kraftwerken und Anlagen bieten ihre Erzeugungsleistung - Bestands- und Neuanlagen, auf diesem Kapazitätsmarkt an. Bei einem Zuschlag erhalten sie eine Vergütung für die angebotene Leistung, zum Beispiel 500 Megawatt. Bewerben können sich Betreiber bereits gebauter oder noch zu bauender Kraftwerke ebenso wie Betreiber von Speichern. Aber auch Anbieter, die mit ihren meist industriellen Kunden vertraglich vereinbart haben, dass diese gegen Vergütung ihren Stromverbrauch ggf. drosseln – das sogenannte Lastmanagement –, können ihre Dienste anbieten. In jedem Fall sind die Anbieter verpflichtet, ihre Erzeugungskapazitäten grundsätzlich technisch verfügbar zu halten.

Der zentrale fokussierte Kapazitätsmarkt

Auch hier wird der Gesamtbedarf behördlich festgelegt. Die grundsätzlichen Abläufe gleichen denen des umfassenden Kapazitätsmarktes. Allerdings wird nur ein Teil dieses Gesamtbedarfs in Auktionen ausgeschrieben. Im Konzept vorgesehen sind zwei Marktsegmente: eines für Neuanlagen und eines für von der Stilllegung bedrohte Bestandsanlagen und Lastmanagement. Anders als bei der Variante des umfassenden Kapazitätsmarktes, ergibt sich durch die zwei Teilmärkte keine einheitliche Leistungszahlung. Der Vorteil: Hier ließen sich gezielt flexible und emissionsarme Kapazitäten fördern.

Der dezentrale umfassende Kapazitätsmarkt

Hier wird der Gesamtbedarf nicht direkt von einer Behörde vorgegeben. Vielmehr erwerben Stromversorger und große Endkunden Leistungszertifikate direkt bei den Kraftwerken in Höhe ihrer erforderlichen Spitzenlast. Diese Zertifikate funktionieren als eine Art Reservierung, sie decken den gesamten Bedarf ab und schließen Bedarfsspitzen mit ein. Alle Kraftwerke können auf diesem Leistungsmarkt ihren Strom anbieten. Es gilt das marktwirtschaftliche Prinzip: Die Nachfrage regelt den Bedarf an Leistung, welche die Erzeuger bereithalten müssen. Damit soll die Versorgungssicherheit gewährleistet und zudem teuren Überkapazitäten vorgebeugt werden - erhöht aber die Wahrscheinlichkeit einer Unterdeckung mit Leistungszertifikaten. Angebot und Nachfrage bestimmen den Preis der Zertifikate. Je nach Modellversion führt eine Behörde die Aufsicht über den Leistungsmarkt und legt Parameter fest, etwa Strafzahlungen. Diese werden zum Beispiel fällig, wenn Erzeuger Leistung zum ausgemachten Zeitpunkt nicht zur Verfügung stellen können.

Vor- und Nachteile für die Verbraucher

Der klare Vorteil aller drei Modelle: höhere Versorgungssicherheit. Die zusätzlichen Kosten des Kapazitätsmarktes oder auch die Kosten für Leistungszertifikate des dezentralen Marktes erhöhen jedoch den Strompreis. Ein kontinuierliches Monitoring ist außerdem in jedem Fall erforderlich, damit überprüft werden kann, ob weitere Maßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit nötig sind. Ein weiterer, indirekter Nachteil: Bei den beiden umfassenden Marktformen ohne Fokus auf Neuanlagen erhalten auch emissionsintensive Kraftwerke Zahlungen, so jedenfalls der Plan. Das wiederum, die logische Folge, wäre ein Rückschritt auf dem Weg zur Erreichung der nationalen Klimaziele.

Die weitere Entwicklung

Mit dem im September 2015 vorgelegten Referentenentwurf für ein Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Weiterentwicklung des Strommarktes konkretisiert. Wie schon im sog. Weißbuch postuliert, gilt der Grundsatz der freien Strompreisbildung möglichst ohne staatliche Eingriffe. Es soll kein Kapazitätsmarkt eingeführt werden, aber es gibt ein System von verschiedenen Reserven für Netz und Markt, die verzahnt werden sollen und außerhalb des Strommarktes angesiedelt sind, d. h. vor allem dessen Preisbildung nicht beeinflussen sollen. Das neue Strommarktgesetz wurde schließlich im Juli 2016 verabschiedet.

Mehr dazu lesen Sie in Teil 4 unserer Serie und auf der Website des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie.


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