Ein Vorschlag für ein Marktdesign, welche das gesamte Stromsystem optimiert und das Ziel der Bezahlbarkeit unterstützt

Frankfurt am Main, 25.01.2017. Die Bundesregierung hat im letzten Jahr die Grundlagen  eines neuen Strommarktdesigns für die Energiewende auf den Weg gebracht, mit dem die Marktintegration der Erneuerbaren Energien gefördert, Anreize für Investitionen in gesicherte Leistung gesetzt und die Versorgungssicherheit gewährleistet werden soll. Die Erwartungen an den Großhandelsmarkt sind nicht erfüllbar – nur für kurzfristige Entscheidungen relevant

„Das neue Strommarktdesign basiert auf der Annahme, dass im Laufe der Zeit der Großhandelsmarkt (GHM) die notwendigen Preissignale für Investitionen in Versorgungssicherheit liefert“, erklärt Norbert Schwieters, Leiter des Bereichs Energiewirtschaft bei PwC. Allerdings sinken durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien die variablen Kosten der Stromerzeugung und damit der Preis für Energie in einem Energy –only-Markt“ immer weiter. Vor diesem Hintergrund kann der Großhandelsmarkt nur in nicht vorhersagbaren Knappheitssituationen echte Knappheitspreisaufschläge liefern. „Welcher Investor wagt es, sich wirklich darauf zu verlassen“ fragt Schwieters.

Dazu sollte der Strompreis neben der Strommenge auch eine Leistungskomponente abbilden

Das Problem der Refinanzierung des Energiesystems betrifft nicht nur die Frage, wer auf welcher Basis in der Zukunft gesicherte Leistung zur Verfügung stellt, sondern gleichermaßen den Ausbau der Erneuerbare Energien. Schwieters: „Eine Lösung muss die Bereitstellung von Leistung in den bisher rein energiemengenbezogenen Strommarkt integrieren, allerdings nicht durch Subventionen, sondern über den Preismechanismus.“  

Entsprechend diesem Vorschlag werden Märkte für die Bereitstellung von Leistung bzw. Flexibilität geschaffen auf denen sich die Preise für die Leistungs-bzw. Flexibilitätsbereitstellung durch Auktionen ermitteln.  Dies bedeutet für erneuerbare Energien eine wesentliche Änderung, da ihre Vergütung nicht mehr wie heute auf Basis der erzeugten Strommenge sondern ihrer Kapazität erfolgt. Gleichermaßen wird die Vergütung für die bereitgestellte gesicherte Leistung ermittelt. Neben diesen Märkten, die der Deckung der Kapitalkosten von Erzeugungsanlagen dienen, wird es auch weiter einen Großhandelsmarkt für die Arbeit und damit für die Deckung der Betriebs- und ggf. Brennstoffkosten / CO2 Zertifikaten geben.

Es ist gewollt, dass die diversen Erzeugungs-, Flexibilitäts- oder auch Speichertechnologien jeweils unterschiedliche Deckungsbeiträge aus der Leistungs- oder Arbeitsbereitstellung erhalten. So werden bspw. Gaskraftwerke nur in wenigen Stunden des Jahres Deckungsbeiträge aus dem mengenbasierten Markt erhalten, dafür aber kalkulierbare Beiträge aus dem Leistungsmarkt. Die Erzeuger erneuerbarer Energien werden einen höheren Teil der Deckungsbeiträge aus dem Markt für Arbeit erhalten, vor allem aber auch aus dem Leistungsmarkt vergütet. Besonders umfassend werden in diesem System Systemlösungen bspw. bestehend aus PV und Speicher profitieren können. Dies führt dann auch zu Anreizen, nicht nur die  besten Technologien, sondern auch die beste Kombination von Standorten auszusuchen.

Gleiche Anreize für zentrale und dezentrale Erzeugung, Speicher und Flexibilität – trägt zur Systemoptimierung bei

Auf der Kundenseite wird das Ergebnis der Auktionen im Marktprozess in ein Preissystem aus Arbeits- und Leistungspreis übersetzt. Anstatt durch Umlagen als Bestandteil des Strompreises z.B. EEG-Töpfe zu füllen, zahlen sie neben einem Preis für die abgenommene Energie einen Preis für die Leistungsinanspruchnahme, und zwar auf Basis ihrer individuellen Spitzenlast. Die Stromabnehmer erhalten so eine echte, die Kostenseite wiederspiegelnde Entscheidungsgrundlage für ihr Verbrauchs- und auch ihr Investitionsverhalten, was die Kosten der Energiewende senkt. „Das wichtige und neue in unserem System“ laut Schwieters  „ist es, dass die Kunden und die zentralen Erzeuger konsistente Anreize für Investitionen und ihr Verbrauchsverhalten haben“.

Das heutige rein mengenbezogene Marktmodell führt nicht dazu, dass die Auslastung der gesamten zur Verfügung stehenden Strominfrastruktur möglichst gut genutzt wird, was zu Lasten der Wirtschaftlichkeit des Systems geht. Das vorgeschlagene Modell führt zu einem insgesamt günstigeren und moderneren Strommarkt und unterstützt auch eine echte Sektorenkopplung.

Neues Marktmodell ist schrittweise umzusetzen

Schwieters stellte bei seiner Präsentation auf der Handelsblatttagung Energiewirtschaft 2017 klar, „dass sich der deutsche Strommarkt nicht von heute auf morgen umstellen lässt, sondern nur schrittweise über einen Zeitraum von fünf bis zehn Jahren“. Allerdings sollten die Weichen möglichst früh gestellt werden. „Das von uns vorgestellte Design würde für alle Marktteilnehmer spürbare Vorteile mit sich bringen – von den Energieerzeugern über die stromverbrauchende Industrie bis hin zu den privaten Haushalten. Allerdings brauchen die Akteure eine entsprechende Perspektive, um sich rechtzeitig auf die neuen Spielregeln einstellen zu können.“

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