Keine Einigkeit zur zukünftigen Organisation des Strommarkts

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Umfassend, fokussiert oder dezentral leistungsorientiert – mit diesen drei Begriffen umschreiben Experten drei Modelle, mit denen der Strommarkt neu organisiert werden kann. Dass es Not tut, den Strommarkt neu zu organisieren, ist schon länger in der Diskussion. Am Montag trafen sich in Berlin über zweihundert Experten zu einem von der Berliner Denkfabrik Agora Energiewende und der Zeitschrift Energie & Management organisierten Kurzworkshop, um über diese drei Modelle zu diskutieren.

Aus Sicht der Erneuerbaren-Branche krankt der derzeitige Strommarkt an zwei Dingen. Zum einen verteuert er absurderweise die erneuerbaren Energien durch den sogenannten Merit-Order-Effekt. Zum anderen sind derzeit Gaskraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke kaum noch wirtschaftlich, da diese zurzeit zu selten benötigt werden – Investitionen bleiben aus, obwohl sie notwendig wären, um zusammen mit den fluktuierenden Erneuerbaren die Energieversorgung zu gewährleisten.

Nach Aussage von Patrick Graichen, Stellvertretender Direktor von Agora, gibt es außerdem begründete Zweifel, dass mit dem bisherigen sogenannten Energy-Only-Markt die Versorgungssicherheit, die in Deutschland zurzeit im internationalen Vergleich sehr gut ist, aufrecht erhalten werden kann. Im Energy-Only-Markt wird nur die bezogene Kilowattstunde bezahlt. Dadurch ist für Investoren sehr schwer abschätzbar, wie risikoreich der Neubau eines Kraftwerks ist. Es ist laut Craichen so, dass in allen liberalisierten Energiemärkten früher oder später Kapazitätsmechanismen eingeführt würden, außer in Australien.

Der Vorschlag vom Energiewirtschaftlichen Institut der Uni Köln, einen umfassenden Kapazitätsmarkt zu entwickeln, würde bedeuten, dass der Staat alle oder die meisten Kraftwerke dafür bezahlt, dass sie eine gesicherte Leistung bereitstellen. Der fokussierte Kapazitätsmarkt – vorgeschlagen vom Öko-Institut – beinhaltet dagegen, dass der Staat nur einen Teil der Kraftwerke dafür bezahlt, dass sie bereitstehen. Das hat gegenüber dem umfassenden Kapazitätsmarkt den Vorteil, dass es nach einer groben Abschätzung von Craichen nur ein bis zwei Milliarden Euro pro Jahr kostet – gegenüber vier Milliarden für die umfassende Variante. Nachteil sei, dass Anlagen teilweise ungleich behandelt würden.

Im vergangenen Sommer hat der Verband der kommunalen Unternehmen das Beratungsunternehmen Enervis damit beauftragt, die Vorschläge zu Kapazitätsmärkten unter die Lupe zu nehmen. Daraufhin haben die Berater im Februar den sogenannten dezentralen Leistungsmarkt entwickelt. Im Unterschied zu den beiden Kapazitätsmärkten gibt es keine Instanz, die festlegt, wie groß die vorgehaltene Kapazität sein soll. Stattdessen sollen Marktmechanismen die Nachfrage ermitteln. Vereinfacht gesagt, können alle Player am Markt Zertifikate für gesicherte Energie erwerben. Nur diese schützen davor, dass der Strom nicht abgestellt wird, wenn Sonnen- und Windkraft ausfallen. Wer sich verschätzt, muss außerdem eine Strafe zahlen.

Felix Matthes vom Öko-Institut widerspricht allerdings der Auffassung, dass es nur ohne Regulierer wie in Kapazitätsmärkten einen Markt gebe. „Wer die Nachfrage schafft, ist egal. Es kann auch der Regulierer sein“, erklärt er. Ansonsten unterscheide die Modelle sehr stark, wie die anfallenden Kosten verteilt werden.

Die große Frage ist, wer weiß, wie viel Kapazität vorgehalten werden muss – genau genommen niemand. Kapazitätsmärkte haben tendenziell das Risiko, dass das Energiesystem zu viel kostet, weil eine zu hohe Kapazität aufgebaut wird. Das liegt daran, dass Politiker im Zweifelsfall im Sinne der Versorgungssicherheit darüber entscheiden. Bei dem dezentralen Leistungsmarkt besteht das Risiko, dass sich die Unternehmen unterversichern. Sie ziehen die kurzfristige Einsparung, zu wenig Zertifikate zu kaufen, der langfristigen Sicherheit vor, was ein natürlicher Reflex ist. Dann werden zu wenig Kraftwerke gebaut.

Die erneuerbaren Energien kamen in den Modellen übrigens nur am Rande vor, nachdem ein Gast die Frage gestellt hat, wie innerhalb der Modelle deren Vergütung geregelt werden könne. Eine definitive Antwort darauf, auch ob mit den Vorschlägen der Merit-Order-Effekt entschärft werden kann, gab es gestern allerdings nicht. Alle Experten waren der Auffassung, dass sich fluktuierende erneuerbare Energien in ihre jeweligen Modelle einfügen ließen. Alle waren auch der Auffassung, dass in den kommenden zwei Jahren eine Lösung gefunden werden müsse, damit bis 2020 die richtigen Kraftwerke gebaut werden können. (Michael Fuhs)

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