Neue Akzente im Strommarktdesign

Eigentlich wollte die Europäische Kommission mit ihren Vorschlägen zur Neuordnung des europäischen Elektrizitätsmarktes kein Neuland betreten. „Wir fassen die Grundlagen des Binnenmarktes nicht an“, sagte Energiekommissarin Kadri Simson, als sie ihre Vorschläge im März präsentierte: „Im kurzfristigen Handel bleibt es dabei: Es ist am effizientesten, wenn die kostengünstigste und sauberste Technologie zuerst zum Einsatz kommt. Das garantiert das geltende Marktdesign und es sorgt dafür, dass Strom zwischen den Mitgliedstaaten gehandelt wird, wenn es zu Engpässen kommt.“

Gaskraftwerke bestimmen den Preis

Ein Jahr, nachdem die europäische Energiewirtschaft als Folge des Ukraine-Kriegs aus den Fugen geriet, war das keine Selbstverständlichkeit. Weil die EU kein russisches Gas mehr importieren wollte, waren die Gaspreise durch die Decke gegangen und hatten auch auf dem Elektrizitätsmarkt zu einer Preisexplosion geführt. Denn in der Merit-Order rangieren Gaskraftwerke an letzter Stelle. Damit decken sie zwar nur einen kleinen Teil der Nachfrage, aber sie bestimmen den Preis. Ökonomisch ist das folgerichtig. Den meisten Wählern und vielleicht auch manchen Politikern leuchtet es allerdings nicht ein, dass sie Windräder und Solarkraftwerke seit Jahren kräftig subventionieren, aber nicht in den Genuss der niedrigen Kosten dieser Anlagen kommen. Stattdessen strichen die Betreiber der Anlagen fette Extraprofite ein.

Länder wie Frankreich oder Spanien forderten die Kommission auf, dagegen etwas Grundsätzliches zu unternehmen. Die geltenden Regeln für die Elektrizitätsmärkte, das „Market Design“, hieß es in einem sogenannten „Non-Paper“ der spanischen Regierung, seien weder geeignet, die aktuellen Probleme zu überwinden, noch die Ziele für die Zukunft zu erreichen: „Langfristig bekommen wir damit keine saubere, keine sichere und auch keine bezahlbare Energieversorgung“, konstatierte die Regierung in Madrid, die im Januar den Vorsitz im Ministerrat übernommen hatte. Sie sprach sich unter anderem dafür aus, die Mitgliedstaaten sollten Kraftwerke unter Vertrag nehmen, um niedrigere Preise an die Verbraucher weiterzugeben.

In der Branche war man alarmiert. Ihr Dachverband, Eurelectric, warnte davor, den Wettbewerb zu unterminieren und die mühsam erreichten Fortschritte bei der Integration des Elektrizitätsbinnenmarktes zu gefährden. Eine Reform des Marktdesigns, die nicht zu Ende gedacht sei, vertreibe Investoren und schade den Verbrauchern. Solarpower Europe, der die Interessen der PV-Anlagenbetreiber vertritt, sah eine Art Planwirtschaft heraufziehen, die Innovationen verhindere und zu höheren Kosten für alle Beteiligten führe.

Neue Investitionsanreize durch Differenzverträge und PPA

In Brüssel ließ man sich ausnahmsweise nicht von den Populisten im Ministerrat unter Druck setzen. An der Preisbildung auf den Spotmärkten oder im Day-ahead-Handel werde sich nichts ändern, versicherte Simson, als sie ihr Maßnahmenpaket vorstellte. Aber die dort gebildeten Preise sollten nicht mehr die gleiche Rolle spielen wie in der Vergangenheit. In der Kommission war man zu der Überzeugung gekommen, dass die Spotmärkte zwar zu einer effizienten Nutzung des bestehenden Kraftwerksparks führen. Für langfristige Investitionen in neue Anlagen fehlten jedoch wirkungsvolle Anreize, heißt es in Brüssel.

Ein steigender Anteil des Stroms soll deswegen in Zukunft im Rahmen langfristiger Verträge verkauft werden. Die Instrumente, mit denen die Kommission das erreichen und neue Investitionsanreize setzen will, sind Differenzverträge (CfD) und Strombezugsverträge (PPA). Für Beihilfen der Mitgliedstaaten zum Bau neuer Kraftwerke sollen sie der Standard werden. Die Möglichkeit, einen langfristigen PPA abzuschließen, soll zum Beispiel durch Aggregation auch kleineren Marktteilnehmern eröffnet werden.

Die CfD sollen es den Mitgliedstaaten erlauben, neuen Windrädern, PV-Anlagen oder AKW einen bestimmten Preis oder Preiskorridor zu garantieren. Grundsätzlich muss der Betreiber den erzeugten Strom am Markt verkaufen. Bekommt er dort weniger als den Garantiepreis, erhält er die Differenz vom Staat. Liegt der Referenzpreis über dem Marktpreis, muss er die Differenz an den Staat abführen.

In Paris erkannte man schnell, dass die CfD eine Chance für billigen Strom darstellen, sofern man damit auch bestehende Anlagen unterstützen darf. In Berlin fürchtete man, dass die Franzosen den Strom aus ihren abgeschriebenen Kernkraftwerken zu Schleuderpreisen an französische Industriebetriebe verkaufen und sogar deutsche Unternehmen damit zum Standortwechsel überreden könnten.

Im Ministerrat, der die Vorschläge der Kommission absegnen muss, rangen Deutsche und Franzosen ein halbes Jahr lang um einen Kompromiss, der erst Ende Oktober gefunden wurde. Danach werden die CfD das Standardmodell zur Förderung der erneuerbaren Energien und der Atomkraft. Die Referenzpreise werden in der Regel durch Ausschreibung ermittelt. Umstritten ist noch, ob Frankreich CfD ausschließlich für AKW ausschreiben darf oder ob der Atomstrom nur dann bezuschusst werden darf, wenn er im Wettbewerb um die Subventionen besser abschneidet als die erneuerbaren Energien.

Risiken in ganz neuer Dimension

Grundsätzlich dürfen Investitionen in neue und in bestehende Anlagen gefördert werden. Allerdings wird die Ausgestaltung der CfD von der Kommission überprüft. Dafür gelten die normalen Vorschriften für die Genehmigung von staatlichen Beihilfen. Das gilt insbesondere für den im Rahmen eines CfD festgelegten Preiskorridor. Eine Verpflichtung, CfD abzuschließen, gibt es für die Erzeuger nicht.

Die erzielten Einnahmen dürfen die Mitgliedstaaten an die Verbraucher zurückgeben, entweder direkt oder in Form einer Preisstützung. Möglich wäre auch die Förderung von Investitionen zur Senkung der Stromkosten für die Verbraucher. Der Befürchtung, dass vom europäischen Elektrizitätsmarkt bald nicht mehr viel übrig sein könnte, tritt die Energiekommissarin mit dem Hinweis entgegen, die Kommission werde den Umgang der Mitgliedstaaten mit den Fördermöglichkeiten der neuen Strommarktverordnung streng kontrollieren.

Darauf sollte man sich allerdings nicht verlassen, denn die Entschlossenheit der Kommission, den Mitgliedstaaten bei der Gewährung wettbewerbsschädlicher Subventionen in den Arm zu fallen, hat unter Ursula von der Leyen merklich gelitten. Für den Energiebinnenmarkt bringen die Differenzverträge auch deshalb Risiken in einer ganz neuen Dimension.

Eine Herausforderung für den Energiebinnenmarkt stellen auch die Kapazitätsmechanismen (CM) dar, mit denen die Mitgliedstaaten mittels Beihilfen verhindern dürfen, dass Kraftwerke vom Netz gehen, die für die Versorgungssicherheit unverzichtbar sind. Die Energieminister kamen überein, CM zu einem dauerhaften Bestandteil des Energiesystems zu machen. In einem System, dessen Leistung von Wind und Wetter abhängig ist, werden solche Reserven benötigt, sind aber wegen ihrer niedrigen Auslastung nicht finanzierbar. Die Genehmigungsverfahren für CM sollen deswegen vereinfacht werden. Und weil in den nächsten Jahren dafür keine vergleichsweise sauberen Gaskraftwerke zur Verfügung stehen, dürfen bis 2028 auch Kohlekraftwerke im Rahmen von CM bezuschusst werden.
 
Eine längerfristige Perspektive will die Kommission ebenfalls den Verbrauchern eröffnen. In den letzten Jahren, sagt Kadri Simson, habe man sich vor allem dafür stark gemacht, dass die Verbraucher von flexiblen Preisen profitieren konnten: „Heute denken wir, sie sollten auch weniger riskante Optionen haben und sich für feste Preise entscheiden können.“

Das neue Elektrizitätsmarktdesign verpflichtet die Versorger, ihren Kunden auch längerfristige Festpreisverträge anzubieten. Insbesondere einkommensschwache Haushalte sollen vor großen Preisschwankungen geschützt werden. Damit die Versorgungsunternehmen, die dieses Risiko übernehmen müssen, nicht in Schwierigkeiten geraten, sollen sie sich gegen Preisschwankungen absichern. Die Regeln dafür werden verschärft.

​Flexibilitätspotenzial schrumpft durch langfristige Verträge

Grundsätzlich sollen sich die Verbraucher ihren Stromlieferanten selbst aussuchen. Dabei müssen sie wählen können zwischen Verträgen mit festen und mit „dynamischen“ Preisen mit unbegrenzter oder fester Laufzeit. Für private Haushalte muss es einen Grundversorger geben, der die Belieferung sicherstellt, wenn Lieferanten ausfallen. Alle Verbraucher erhalten das Recht, den selbst erzeugten Strom im Rahmen von „Systemen zur gemeinsamen Energienutzung“ zu speichern und zu teilen. Kleinanlagenbetreiber dürften nicht mehr durch unnötige Bürokratie belästigt werden, betont Kadri Simson.

„Wir denken, dass die Verbraucher das Recht haben sollten, ihren Strom gleichzeitig von unterschiedlichen Lieferanten zu beziehen: ihren normalen Verbrauch beispielsweise im Rahmen eines Festpreisvertrags und den Strom für ihr Elektrofahrzeug, wenn er besonders günstig ist, zu einem flexiblen Preis.“

Daraus folgt, dass auch private Haushalte das Recht auf mehrere Stromzähler haben. Idealerweise sollten es Smart Meter sein, sagt die Energiekommissarin, denn: „Ohne Smart Meter können wir das Flexibilitätspotenzial nicht heben.“
Die Frage ist, wie groß das Flexibilitätspotenzial am Ende noch sein wird, wenn der Löwenanteil der Erzeugung im Rahmen langfristiger Verträge zu festen Preisen verkauft wird. Kritiker weisen darauf hin, dass den Spotmärkten, die sich in der jüngsten Krise bewährt hätten, damit ein Teil ihrer Liquidität entzogen wird. Das könnte ihre Widerstandsfähigkeit in der nächsten Krise beeinträchtigen.