Für den Wirtschaftsstandort Deutschland ist eine stabile Stromversorgung von herausragender Bedeutung; das Strommarktdesign sollte daher die Versorgungssicherheit mit abbilden. Im Zuge des sich abzeichnenden schnelleren Ausstiegs aus der Kohleverstromung stellt sich erneut die Frage, ob der Strommarkt in Verbindung mit der bestehenden Kapazitätsreserve Versorgungssicherheit gewährleisten kann.
In der Diskussion wird die Sorge geäußert, dass Preisspitzen nicht ausreichen, Investitionen in neue Erzeugungsanlagen mit nur wenig Einsatzzeit im Jahr auszulösen. Aus unserer Sicht muss die Diskussion um die Investitionen in neue Kapazitäten aber weitere Aspekte berücksichtigen. Dazu gehört vor allem, dass Stromlieferanten im bestehenden System einen erheblichen Anreiz haben, ihren Lieferpflichten jederzeit nachzukommen. Zur Absicherung dieser Pflicht können sie mit Speichern, Kraftwerksbetreibern oder steuerbaren Lasten der Nachfrageseite entsprechende Vereinbarungen treffen.
Kapazitätsmarkt würde Risikoabsicherung aushöhlen
Strommarktrisiken lassen sich auch in den kommenden Jahren über bestehende Instrumente absichern: Den Preis- und Ausfallrisiken kann durch inzwischen zehnjährige Futures begegnet werden und das kurzfristige Risiko schwankender Erzeugung und Einspeisung lässt sich an den Spotmärkten kompensieren. Wer einkalkuliert, dass der Abnehmer ausfallen oder der Lieferant nicht liefern kann, wird eine entsprechendes Versicherung über das Clearinghaus der Strombörse abschließen.
Rechnet ein Lieferant damit, dass er gegebenenfalls wegen fehlender Kapazitäten kurzfristig keine Strommengen beschaffen kann, um seinen vertraglichen Lieferpflichten nachzukommen, wird er sich mit Zugriff auf steuerbare Erzeugungsanlagen, Speichern oder regelbaren Lasten auf der Nachfrageseite absichern. Schließlich will er das im Clearinghaus hinterlegte Kapital nach Ablauf des Vertrags wieder zurückerhalten.
Wir sehen zumindest bislang in der Diskussion keine Belege dafür, dass diese Form der breiten Risikoabsicherung in der Zukunft weniger effektiv ist als ein Kapazitätsmarkt. Zudem würde ein Kapazitätsmarkt die Risikoabsicherung über den Terminmarkt aushöhlen und sein Preissignal schwächen. Das unbestrittene Problem des zu langsamen Netzausbaus würde auch nicht geheilt.
Ebenso wichtig ist, dass der Strommarkt sinnvolle Anreize bietet, damit Energielieferanten ihren Lieferverpflichtungen unabhängig vom kurzfristigen Preisniveau nachkommen. Dies ist durch das System der Ausgleichsenergiepreise gesichert: Können Unternehmen ihren Strom-Lieferverpflichtungen nicht nachkommen beziehungsweise ihre Bilanzkreise nicht ausgeglichen halten, müssen sie eine Art Vertragsstrafe zahlen.
Hürden abbauen und das Potenzial heben
Ein gutes Marktdesign sorgt dafür, dass Ausgleichsenergiepreise dann besonders hoch sind, wenn es Knappheiten auf dem Markt gibt. Damit signalisieren die Strompreise einen Bedarf für positive Flexibilität. Das kann Mehrerzeugung sein, aber auch Lastmanagement. Je größer die Abweichung zwischen Plan und Ist, desto höher ist das Risiko für hohe Ausgleichsenergiepreise. Es besteht also auch kurzfristig ein erheblicher Marktanreiz, entsprechend durch steuerbare Lasten, Kraftwerke oder Speicher vorzusorgen. Von diesen Anreizen zur Flexibilisierung profitieren beide Seiten: Die Nachfrager von Flexibilität, die sich kostengünstig absichern und die Anbieter von Flexibilität, die zusätzliche Einnahmequellen erschließen können.
Im Bereich der Flexibilität sind aufgrund regulatorischer Hürden viele Potenziale noch nicht gehoben. So wird es zum Beispiel den Unternehmen durch die bürokratische Komplexität schwer gemacht, in eigene Stromerzeugung zu investieren. Zudem wird auf der Nachfrageseite die Digitalisierung der Wirtschaft (Stichwort Industrie 4.0) weitere Flexibilitätspotenziale erschließen. Diese Potenziale würden im Falle einer Aktivierung als Puffer dienen, die Lastspitzen auffangen können.
Aus unserer Sicht ist es wichtig, die bestehende Möglichkeiten eines flexiblen Ausgleichs auf Anbieter- und Nachfrageseite zu nutzen und weitere Hemmnisse in diesem Bereich abzubauen – und frühestens danach über Eingriffe in den Markt nachzudenken. Über die Netzentgelte oder eine Umlage subventionierte Kapazität reduziert die Flexibilitätsanreize, Potenziale blieben unausgeschöpft und die Stromkosten würden höher ausfallen. Sinnvoller ist es aus unserer Sicht, durch einen weiteren Ausbau der Grenzkuppelkapazitäten den europäischen Strombinnenmarkt zu stärken, um weitere Kapazitäten für die Versorgungssicherheit in Deutschland zu erschließen.
Kurzfristige Abhilfe ist möglich
Als weiteres Gegenargument werden auch lange Planungs- und Bauzeiten großer konventioneller Kraftwerke genannt. Der Markt könne daher nicht rasch genug auf Knappheiten reagieren. Auch wir bestreiten nicht, dass wir bei den Genehmigungsverfahren für Infrastrukturen generell mehr Geschwindigkeit aufnehmen müssen. Die oben genannten flexiblen Kapazitäten können dennoch erfahrungsgemäß oft innerhalb weniger Monate zur Verfügung stehen.
Ein eindrucksvolles Beispiel ist etwa der 100 Megawatt-Batteriespeicher, den Tesla Ende 2017 innerhalb von nur 100 Tagen in Australien errichtet hat und dem inzwischen auch in Deutschland bereits Großspeicher gefolgt sind. Aber nicht nur Batteriespeicher, sondern auch einfache flexible Kraftwerkskapazitäten (zum Beispiel offene Gasturbinen oder -motoren) sind Standardprodukte und lassen sich zügig errichten, wenn der Markt verlässliche Preissignale sendet und so entsprechende Investitionsentscheidungen auslöst.
Das Argument der langen Planungszeiten dreht sich sogar in ein Argument gegen einen Kapazitätsmarkt, wenn man die inzwischen strengen EU-Vorgaben für dessen Einführung berücksichtigt. Bis dieser inhaltlich entwickelt, nach nationalem Recht verabschiedet und von der EU genehmigt werden könnte, würden viele Jahre vergehen – Jahre, in denen die zurecht gewünschte Planungssicherheit für die Marktakteure nicht gegeben wäre.
Die genannten Gründe sprechen klar dafür, dass der Markt bis auf weiteres in ausreichendem Maße Versorgungssicherheit gewährleisten und die erforderlichen Investitionen anregen kann. Ein staatlich regulierter Kapazitätsmarkt würde insofern vermeidbare Mehrbelastungen für Wirtschaft und Verbraucher verursachen, indem er Überkapazitäten anreizt. Der Markt hat schon in der Vergangenheit bewiesen, dass er die richtigen Signale setzt: So gingen in den Nullerjahren viele Marktakteure im Kontext der Einführung des Emissionshandels sowie einer Diskussion über eine erwartbare Stromlücke davon aus, dass es rentabel wäre, in Kraftwerkskapazitäten zu investieren.
Der Strombinnenmarkt ist die beste Investition
Diese sehr umfassenden Investitionen haben dann sogar zu Überkapazitäten geführt, die erst in jüngster Zeit schrittweise abgebaut wurden. Der Markt hat das richtige Signal gesendet. Jetzt ergeben sich aus unterschiedlichen Gründen erneut Preisspitzen, die für viele Unternehmen auf der Abnehmerseite sehr schmerzhaft sind. Sie können allerdings nur dann Investitionen auslösen, wenn auf staatliche Eingriffe in Form eines Kapazitätsmarkts verzichtet wird.
Wir empfehlen, beim für den Wirtschaftsstandort Deutschland zentralen Thema Versorgungssicherheit europäisch zu denken. Ein vollendeter Strombinnenmarkt mit noch deutlich stärker ausgebauten grenzüberschreitenden Stromnetzen, der Flexibilität honoriert, ist das beste Absicherungsinstrument gegen Versorgungsengpässe. Ein gemeinsamer Strommarkt ist sicherer und günstiger als 27 nationale Herangehensweisen.
Carsten Pfeiffer ist Leiter Strategie und Politik des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE).
Dr. Sebastian Bolay ist Energieexperte beim Deutschen Industrie- und Handelskammertag (DIHK).
