Standpunkt Energiemarktdesign bleibt Streitfall in der EU

Wie sieht der europäische Energiemarkt der Zukunft aus? Die Beschlüsse des Industrieausschusses des Europaparlaments müssen noch im Trilog durchgesetzt und in einigen Punkten verbessert werden, schreibt Rainer Hinrichs-Rahlwes, Vizepräsident der European Renewable Energies Federation (EREF). Er hat den derzeitigen Stand ausführlich analysiert.

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Die inhaltlichen Beschlüsse des Industrieausschusses des Europäischen Parlaments zum Energiemarktdesign wurden mit deutlichen Mehrheiten aus Konservativen, Sozialdemokraten, Liberalen und Grünen gefasst. Das gleiche gilt für das Mandat zur Aufnahme von Verhandlungen im Trilog mit Kommission und Mitgliedstaaten. Dieses Mandat hat der konservative lettische Berichterstatter Krišjãnis Kariņš. Etliche Beschlüsse fanden die Zustimmung weiterer Fraktionen des Parlaments. Ein breiter Konsens, also. Und die betroffenen Branchen reagieren positiv. Laut der Pressemitteilung des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE) stellen die Beschlüsse die „Weichen für flexibles und integriertes Energiesystem“. Laut SolarPower Europe „unterstützt das Europaparlament eine saubere Energiezukunft“, WindEurope meint, das EP habe „für die Modernisierung der europäischen Strommärkte“ votiert. Alles in bester Ordnung, also?


Es gab auch zu recht Kritik an den Beschlüssen – vor allem, weil sie die Möglichkeit des Einspeisevorrangs für Erneuerbare Energien nur noch für sehr kleine Anlagen vorsehen, weil die Möglichkeiten von Kapazitätszahlungen für Kohlekraftwerke zu großzügig behandelt werden und weil sie zu spät greifen. Der positive Tenor der Kommentare ist unterm Strich aber berechtigt, auch wenn ich noch deutliche Verbesserungen für nötig halte. Und natürlich sollte nicht vergessen werden, dass die Beschlüsse nur die Verhandlungsposition des Parlaments markieren. Was sie wirklich wert sind, wird sich erst nach Abschluss des Trilogs mit den Mitgliedstaaten im Rat erweisen, der in etlichen Punkten konträre Positionen vertritt.


Licht und Schatten bei Priorität und Bilanzkreisen für Erneuerbare


Im Grundsatz soll es künftig keine prioritäre Einspeisung und keinen prioritären Dispatch für erneuerbare Energien mehr geben, sondern diese müssen sich auf dem Markt behaupten und auch volle Bilanzkreisverantwortung übernehmen. Sie sind also für den Ausgleich von Angebotsschwankungen selbst verantwortlich und zahlungspflichtig. Dafür sollen künftig alle Akteure, einschließlich der Anbieter von variablen Erneuerbaren und von Demand Response und Speicherlösungen direkt oder über Aggregatoren vollen Zugang zum Markt für Ausgleichsenergie haben. Marktregeln und -produkte sollen entsprechend angepasst werden.


Diese Zielvorstellungen sind die Ausgangsbasis, von der aus Abweichungen definiert werden (und werden müssen), solange die Märkte nicht wirklich fit sind für variable Erneuerbare. Die Entscheidungen sind aber im Grundsatz positiv zu bewerten, weil sie den Druck erhöhen, künftig keine direkten und indirekten Subventionen für konventionelle Energieträger zuzulassen und administrative Regeln zu beseitigen, die die Erneuerbaren benachteiligen. Wieweit dies in der Praxis funktioniert, wird sich erst noch erweisen müssen.


Die Einschränkung gilt besonders für die Frage, ob die gefundenen Kompromisse und Regelungen zum Schutz von kleineren oder innovativen Anlagen und Technologien ausreichend sind. Nach dem Beschluss des Industrieausschusses soll es Ausnahmen von der vollen Bilanzkreisverantwortung und der Vermarktungspflicht ab 2020 nur noch geben für Anlagen, die vor dem Inkrafttreten der neuen Richtlinie bereits Priorität besitzen, sowie für Demonstrationsprojekte und für Erzeugungsanlagen mit einer Kapazität von maximal 500 Kilowatt (kW), ab 2026 nur noch 250 kW.


Ferner dürfen Mitgliedstaaten für lokale Energiegemeinschaften höhere Werte als die 500 und 250 kW vorsehen. Die Maximalwerte für künftige Ausnahmen von der Bilanzkreisverantwortung und die Gewährung von Einspeisetarifen ohne vorherige Ausschreibung sind somit noch deutlich niedriger als es die bestehenden und viel kritisierten Beihilfe-Leitlinien vorsehen (dort liegen sie noch bei einem Megawatt).


Und die Sonderregelung für Windanlagen, wonach bisher bis zu sechs Anlagen mit derzeit drei Megawatt Kapazität von Ausschreibungen ausgenommen werden dürfen, ist nun ganz verschwunden. Es ist zu befürchten, dass damit kleinere und dezentrale Windparks künftig nur noch sehr schwierig zu finanzieren sein werden. Auch die Möglichkeit höherer Werte für lokale Energiegemeinschaften ist eine wichtige Ergänzung, dürfte aber keine hinreichende Kompensation für die bisherigen Grenzwerte darstellen.


Positive Beschlüsse zu Abregelung und Redispatch


Im Grundsatz sollen Abregelung und Redispatch künftig marktbasiert geschehen – auf Basis von Angeboten aller Erzeugungstechnologien, Speichern und Demand Response. Anbieter aus anderen Mitgliedstaaten sollen ausdrücklich einbezogen werden, soweit dies technisch möglich ist. Nicht marktbasierte Abregelung soll es nur noch dort geben, wo dies aus Gründen der Systemsicherheit notwendig ist oder wo keine marktbasierte Möglichkeit (mehr) zur Verfügung steht.


Gut ist, dass Abregelungen von Erzeugern Erneuerbarer Energien oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung weiterhin möglichst durch vorausschauende Planung vermieden werden soll und nur als letztes Mittel erfolgen darf. Netzbetreiber sollen entsprechende Vorkehrungen treffen, dürfen aber – wo sie dies als ökonomisch und effizient belegen können – bis zu fünf Prozent der Kapazitäten abregeln oder redispatchen. Wo Abregelung in diesem Rahmen erfolgt, muss eine vollständige finanzielle Kompensation der entgangenen Einnahmen gezahlt werden, wobei entgangene Förderung ausdrücklich einzubeziehen ist. Während die vollständige Kompensation in die richtige Richtung – Vermeidung der Abregelung und von Redispatch so weit wie möglich – weist, ist die Fünf-Prozent-Grenze eindeutig zu hoch und es wäre wünschenswert, dass in den Trilog-Verhandlungen der Wert auf maximal drei Prozent begrenzt wird, wie dies im Vorfeld der Entscheidungen vielfach gefordert wurde.


Kapazitätsmärkte – Richtung stimmt, aber zu kurz gesprungen!


Die Abgeordneten wollen die Nutzung von Kapazitätsmärkten deutlich eingrenzen und strengeren Regeln unterwerfen. Künftig soll die Frage der Zulässigkeit von Kapazitätsmärkten erst nach einer EU-weiten Analyse der Ressourcenangemessenheit beantwortet werden, unter ausdrücklicher Einbeziehung von Ressourcen in anderen Ländern der Region. Die Planungen und Einschätzungen sollen in jährlicher Auflösung für alle in Frage kommenden Gebotszonen im Detail dargestellt werden. Die EU-Kommission soll künftig Kapazitätsmechanismen nur noch für bis zu fünf Jahre genehmigen dürfen, während Mitgliedstaaten darlegen müssen, wie und wann sie auf die Mechanismen verzichten können. Leider scheint es, dass diese im Grunde richtungsweisenden Regelungen zu spät kommen, um die bestehenden und beantragten anders gerichteten Kapazitätsmärkte noch zu verhindern oder maßgeblich zu beeinflussen. Nötig wäre eine Regelung, wonach die strengeren Vorschriften nach einer kurzen Übergangszeit auch auf bestehende Mechanismen anzuwenden sind.


Viel diskutiert und von der Kohlelobby intensiv bekämpft wurde ein Vorschlag der EU-Kommission, wonach künftig nur noch solche Kraftwerke an Kapazitätsmärkten teilnehmen dürfen, die maximal 550 Gramm Kohlendioxid pro Kilowattstunde emittieren. Während die Kohlelobby zu Recht davon ausgeht, dass dadurch Kohlekraftwerke kaum noch eine Chance auf Subventionierung als Kapazitäts-Anbieter hätten, hatten Umweltverbände verlangt, den Wert auf 350 Gramm abzusenken, damit nur noch moderne und relativ niedrig emittierende Gaskraftwerke teilnehmen können. Der jetzige Kompromiss im Ausschuss schreibt die 550 Gramm für alle Anlagen fest, die nach Inkrafttreten der Neuregelung ans Netz gehen. Für ältere Anlagen soll die Vorschrift erst ab 2026 Anwendung finden. Zur Reduzierung der Emissionen aus alten Dreckschleudern wäre es nötig, im Trilog zu erreichen, dass auch Altanlagen sofort einbezogen werden, wogegen aber starker Widerstand insbesondere von den Visegrad-Staaten zu erwarten ist.


Schließlich hat der Ausschuss noch die Strategische Reserve, wie sie schon in Deutschland angewendet wird, ausdrücklich als Sonderfall außerhalb des Marktes definiert und damit ermöglicht, dass alte Kohlekraftwerke schneller aus dem Markt gedrängt werden. Denn nur, wenn sie vollständig aus dem Markt herausgehen, dürfen sie für eine Übergangszeit als Strategische Reserve vorgehalten und vergütet werden, bis zu maximalen Emissionen von 200 Kilogramm CO2 pro Jahr und Kilowatt Leistung. Obwohl diese Regelung auch hierzulande schon als „Hartz-IV für Kohlekraftwerke“ kritisiert wurde, dürfte sie doch die Abschaltung von Kohlekraftwerken eher beschleunigen als verlangsamen.


Künstliche Preisobergrenzen, von denen meist industrielle Kunden, hin und wieder aber auch private Verbraucher vorübergehend profitieren, haben sich immer wieder als Hemmnisse erwiesen für Marktsignale in Investitionen in neue flexible Kapazitäten oder Ertüchtigung bestehender. Sie sind ein wesentlicher Grund dafür, dass bestehende Märkte kaum noch Anreize für Investitionen bieten. Vor diesem Hintergrund ist es positiv zu bewerten, dass das Europäische Parlament den regulierten Preisen ein Ende setzen will. Leider wurde der Vorschlag der EU-Kommission, eine Übergangszeit von fünf Jahren zu erlauben, im Parlamentsbeschluss auf zehn Jahre erhöht.


EP-Beschlüsse in den Trilog-Verhandlungen nicht verwässern


Mit den Beschlüssen des EP-Industrieausschusses zum Marktdesign hat das Europäische Parlament nun zu allen Dossiers des „Winterpakets“, des Saubere-Energie-für-alle-Europäer-Paketes, seine Positionen beschlossen Dies hatte vorher schon der Europäische Rat getan, in dem die Mitgliedstaaten ihre Positionen koordinieren und abstimmen. Der nächste Schritt sind nun die Trilog-Verhandlungen, in denen die beiden Seiten unter Beteiligung der EU-Kommission nach Kompromissen suchen müssen, weil am Ende Rat und Parlament zustimmen müssen. Zu den übrigen Teilen des Winterpakets (Effizienz-Richtlinie, Erneuerbaren-Richtlinie, Governance-Verordnung) haben die Verhandlungen bereits begonnen und werden voraussichtlich bis zum Sommer unter Bulgarischer Ratspräsidentschaft abgeschlossen werden oder sind (Gebäude-Effizienzrichtlinie) bereits abgeschlossen.


Zu den vier Markt-Dossiers (Markt-Design-Verordnung und -Richtlinie, Risiko-Vorsorge und ACER) können sie nun beginnen, wobei die Beratungen sich voraussichtlich bis in die zweite Jahreshälfte unter österreichischer Ratspräsidentschaft ziehen werden. Erst am Ende der Triloge zu allen Dossiers wird sich zeigen, ob die Beschlüsse des Parlaments, die in der Regel der Energiewende förderlicher sind als die des Rates, hinreichend waren, um wieder zu klaren und die Energiewende und die Umsetzung des Pariser Klimaschutzabkommens stärkenden Rahmenbedingungen zu kommen. Nötig wäre das!

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