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Teil 4: Grenzen und Möglichkeiten des Energy-Only-Marktes

Serie Strommarktdesign (Teil 4)

Energy-Only-Markt 2.0

Der Strommarkt, wie wir ihn kennen, befindet sich im Umbruch. Erneuerbaren Energien kommt eine immer bedeutendere Rolle zu. Zudem endet 2022 in Deutschland das Zeitalter der Kernenergie. Die europäischen Märkte wachsen immer weiter zusammen. Und es braucht neue Investitionsanreize für Betreiber alter und neuer Kraftwerke. Kann der jüngst reformierte Energy-only-Markt (EOM) das allein bewerkstelligen? Und welche Architektur brauchen wir für den Strommarkt der Zukunft – in Baden-Württemberg, Deutschland und Europa?

Die Frage nach dem Markt der Zukunft und den richtigen Stellschrauben hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) unter Minister Sigmar Gabriel zur Chefsache erklärt. In einem Findungsprozess wurden zunächst Studien in Auftrag gegeben und zusammen mit weiteren verfügbaren Studien zu diesem Thema in einem sogenannten Grünbuch gesammelt. Dieses im Oktober 2014 vorgelegte Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende" sollte eine breite, lösungsorientierte Diskussion und eine fundierte politische Entscheidung über das zukünftige Strommarktdesign ermöglichen und wurde hierfür vier Monate zur öffentlichen Konsultation gestellt.

Lösungsansatz: ein flexibilisierter Markt

Die übergreifende These der in Auftrag gegebenen Studien ist, dass zusätzliche Kapazitätsmechanismen nicht nötig seien, wenn der existierende Marktrahmen gezielt weiterentwickelt und die Nachfrage deutlich flexibilisiert werde. Ein erweiterter, neuer Strommarkt sollte demnach zwei Aufgaben erfüllen – die Vorhaltefunktion, die dafür sorgt, dass ausreichend Kapazitäten vorhanden sind, und die Einsatzfunktion, die gewährleistet, dass diese Kapazitäten zur richtigen Zeit und im erforderlichen Umfang verwendet werden. Zusammengefasst heißt das: Der Markt selbst soll sich darum kümmern, dass jederzeit genauso viel Strom in das Netz eingespeist wie gleichzeitig aus ihm entnommen wird – der Markt muss synchronisieren. Es gibt aber auch Studien, die zu einem anderen Schluss kommen.

Konkrete Verbesserungsvorschläge für den Markt der Zukunft

Eine Reihe von Instrumenten des Strommarktes 2.0 soll Erzeuger und Verbraucher in die Lage versetzen, auf das fluktuierende Angebot von Strom aus Wind und Sonne zunehmend flexibel reagieren zu können. Grundsätzlich blieben Wettbewerb und Marktpreissignal zwar die zentralen Prinzipien, doch sollten Lieferungen beispielsweise auch viertelstündlich gehandelt werden können statt wie bisher stündlich. Auch in der Industrie ließen sich durch flexible Lastverschiebungen bzw. Verbrauchszeiten zusätzliche Anreize schaffen.
Ein weiteres zentrales Vorhaben ist der Ausbau der Stromnetze, deren Optimierung sowie der sichere Betrieb. Dies würde zu einer einheitlichen Preiszone und zugleich zu mehr Preistransparenz – gleiche Großhandelspreise für ganz Deutschland – beitragen.

Bekenntnis zu Europa

Ebenfalls wurde im Grünbuch auf die wichtige Rolle eines EU-weiten Binnenmarktes hingewiesen. Die nationalen Märkte sollen, wie das Beispiel Deutschland und Österreich zeigt – weitgehend gekoppelt werden und weiter zusammenwachsen, um Erzeugungskapazitäten und Netze besser nutzen zu können. Deutschland vertieft in einem pentalateralen Energieforum in den nächsten Jahren insbesondere die Zusammenarbeit mit den Nachbarn Österreich, Frankreich, Benelux und der Schweiz. Schon seit Beginn des europäischen Verbundsystems wird Strom innerhalb Europas getauscht beziehungsweise verkauft. Seit einigen Jahren exportiert die Bundesrepublik beachtliche Überschüsse ins Ausland. Das deutsche Stromangebot ist groß: 97,8 TWh – also knapp 98 Milliarden Kilowattstunden – flossen im Jahr 2015 zu den Nachbarn, 36,9 TWh vom benachbarten Ausland zu uns.
Fest steht auch: Ein grenzüberschreitender Stromhandel fördert großräumige Ausgleichseffekte. Während beispielsweise in Italien Höchstlasten durch den Betrieb von Klimaanlagen im Sommer anfallen, treten die sogenannten Peaks in Deutschland eher in den Wintermonaten auf. Vielleicht wird eines Tages ein Supergrid mit entsprechenden Transportkapazitäten die schnelle, europaweite Hilfe ermöglichen. Bis es soweit ist, sollten wir auch das Thema Versorgungssicherheit, so wird vor diesem Hintergrund deutlich, im europäischen Kontext betrachten.

Die Gretchenfrage der europäischen Energiewirtschaft: mit oder ohne

In der Frage, ob und welche Kapazitätsmechanismen wir benötigen, hinkte Deutschland in der Diskussion hinter seinen Partnerländern her. Frankreich und Italien z.B. haben diese schon länger geplant, in Spanien und Griechenland sind sie bereits implementiert. Finnland, Schweden, Dänemark, Belgien und Polen gehen auf Nummer sicher: Sie verfügen über festgelegte Kapazitätsreserven. Eine derartige Reserve als zusätzliche Absicherung soll als Sicherheitsnetz auch in Deutschland eingezogen werden. Sie ist insbesondere als Instrument mit Blick auf die derzeit angespannte Netzsituation in Süddeutschland gedacht. 

Auf dem Weg zur Reform

Im Rahmen der öffentlichen Konsultation des Grünbuchs gingen rund 700 Stellungnahmen von Behörden, Verbänden, Gewerkschaften, Unternehmen und Bürgern ein, die in ein abschließendes Weißbuch eingeflossen waren. Im dem im Juli 2015 vorgelegten Weißbuch sprach sich das BMWi klar für eine Weiterentwicklung des Strommarktes hin zu einem Strommarkt 2.0 und gegen die Einführung eines Kapazitätsmarktes aus. Im Strommarkt 2.0 refinanzieren sich die benötigten Kapazitäten über bestehende Marktmechanismen. Das Weiß-buch enthielt die Eckpunkte für 20 Maßnahmen, mit denen der Strommarkt 2.0 letztendlich umgesetzt werden sollte.

Nach der Diskussion des Weißbuches mit den relevanten Akteuren im September 2015 legte das BMWi einen Referentenentwurf für ein Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes vor. Der Gesetzentwurf wurde am 4. November 2015 vom Bundeskabinett beschlossen. Das neue Strommarktgesetz wurde schließlich im Juli 2016 verabschiedet. 

Detaillierte Informationen zum Thema sind auf der Webseite des BMWi zusammengestellt.


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