Ideen für den Strommarkt der Zukunft

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Experten glauben, dass wir neue Marktmodelle brauchen. Denn wenn die Energiewende gelingen soll, müssen Erzeuger Planungssicherheit haben und Verbraucher sich darauf verlassen können, dass weiterhin jeden Tag genügend gesicherte Leistung bereitsteht. Drei Ansätze für einen Strommarkt der Zukunft im Überblick.

Fachleute im ganzen Land diskutieren seit mehreren Jahren die Frage, ob neue Marktmechanismen notwendig sind und wie diese aussehen könnten. Befürworter eines reformierten Strommarkts glauben, dass Optimierungen des Energy-only-Markts nicht genügen – weil dieses Marktmodell nicht in der Lage sei, ausreichend Anreize für die Vorhaltung ausreichender Kapazitäten für eine sichere Stromversorgung zu setzen. Durch das aktuelle Strommarktdesign würden oft ausgerechnet moderne und hocheffiziente Kraftwerke vom Markt gedrängt. Gaskraftwerke beispielsweise könnten in Zukunft schnell, flexibel und umweltfreundlich Strom zur Verfügung stellen und Lastschwankungen im Netz ausgleichen. Die zentrale Forderung der Experten: Für das Bereithalten von Leistungskapazitäten solle es endlich einen finanziellen Ausgleich geben. Drei Modelle könnten zu diesem Ziel führen:

Strommasten und Stromleitungen vor dem Abendhimmel
Die Vorhaltung von Leistungskapazitäten soll stärker gefördert werden. // Copyright: Shutterstock/Lena Lir

Der zentrale umfassende Kapazitätsmarkt

Bei diesem Modell legt der Staat bzw. eine Behörde den Gesamtbedarf vorab fest und schreibt die benötigte Kapazität in einer Auktion aus. Die Betreiber von Kraftwerken und Anlagen bieten ihre Erzeugungsleistung – produziert durch Bestands- und Neuanlagen – auf diesem Kapazitätsmarkt an. Bei einem Zuschlag erhalten sie eine Vergütung für die angebotene Leistung, z. B. 500 MW (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.
 

Das aktuelle Strommarktgesetz wurde im Jahr 2016 verabschiedet.

Der zentrale fokussierte Kapazitätsmarkt

Auch hier wird der Gesamtbedarf behördlich festgelegt. Die grundsätzlichen Abläufe gleichen denen des umfassenden Kapazitätsmarkts. 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 Kapazitätsmarkts ergibt sich durch die zwei Teilmärkte keine einheitliche Leistungszahlung. Der Vorteil: Mit diesem Modell könnte man gezielt flexible und emissionsarme Kapazitäten fördern.

Der dezentrale umfassende Kapazitätsmarkt

Hier wird der Gesamtbedarf nicht direkt von einer Behörde vorgegeben. Stattdessen können Stromversorger und große Endkunden Leistungszertifikate in Höhe ihrer erforderlichen Spitzenlast direkt bei den Kraftwerken einkaufen. Diese Zertifikate funktionieren wie 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: Angebot und Nachfrage bestimmen den Preis der Zertifikate. Je nach Art dieses Modells führt eine Behörde die Aufsicht über den Leistungsmarkt und legt wichtige Rahmenbedingungen fest, etwa Strafzahlungen. Diese werden z. B. fällig, wenn ein Erzeuger seine Leistung zum ausgemachten Zeitpunkt nicht zur Verfügung stellen kann.

Vor- und Nachteile für die Verbraucher

Der klare Vorteil aller drei Modelle: höhere Versorgungssicherheit. Die zusätzlichen Kosten des Kapazitätsmarkts oder auch die Kosten für Leistungszertifikate des dezentralen Markts erhöhen jedoch den Strompreis. Eine kontinuierliche Überwachung der Kapazitäten ist außerdem in jedem Fall erforderlich: Nur so kann überprüft werden, ob weitere Maßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit nötig sind. Ein weiterer, indirekter Nachteil: Bei den beiden umfassenden Marktformen ohne Fokus auf Neuanlagen können theoretisch auch Kraftwerke mit hohen Emissionen Zahlungen erhalten, so jedenfalls der Plan. Das wiederum wäre aber ein Rückschritt auf dem Weg zur Erreichung der nationalen Klimaziele.

Die weitere Entwicklung

Die Bundesregierung hat sich allerdings bei den bisherigen Reformen des Strommarktes gegen einen Kapazitätsmarkt entschieden. Mit dem im Juli 2016 verabschiedeten Strommarktgesetz setzt die Bundesregierung weiterhin auf den Energy-only-Markt, dieser wird allerdings mit Reservemärkten abgesichert.

Die Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt soll für Investitionen in die benötigten Kapazitäten sorgen. Eine neu geschaffene Kapazitätsreserve im Umfang von derzeit 2 GW (Gigawatt), die strikt vom Strommarkt getrennt wird, wird die Absicherung für unvorhersehbare Ereignisse darstellen. Der Umfang der Reserve wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mindestens alle zwei Jahre überprüft.

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