Das Bundeswirtschafts- und Klimaschutzministerium (BMWK) hat das lang erwartete sogenannte "Optionenpapier" für den zukünftigen Strommarkt vorgelegt. Es fasst den Diskussionsstand der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) zusammen und gilt als Startschuss für die öffentliche Konsultation.
Das neue Marktdesign soll einen Investitionsrahmen für erneuerbare Energien sowie für steuerbare Kapazitäten wie Gaskraftwerke und Speicher setzen. Daneben soll es Nachfrage und Angebot im Strommarkt besser räumlich abstimmen und Flexibilitäten anreizen. Ziel ist demnach ein System, das eine sichere, bezahlbare und nachhaltige Stromversorgung gewährleistet.
Neue Kapazitätszahlung
Sicher ist bereits: Bei der EEG-Förderung wird sich etwas ändern. Die bisherige EEG-Umlage ist nur noch bis Ende 2026 europarechtlich genehmigt. Bei der künftigen Erneuerbaren-Förderung wird es einen Rückzahlungs-Mechanismus geben. Zusätzlichen Einnahmen über den Förderbedarf hinaus müssen die Anlagenbetreiber dann zurückzahlen. Ein Mittel könnten etwa zweiseitige Differenzkontrakte sein, im Englischen auch CfDs (Contracts for Difference).
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In der Wachstumsinitiative der Bundesregierung lag zuletzt aber ein anderes Instrument höher im Kurs: die Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag. Damit würde die Erneuerbaren-Förderung auf eine Investitionskostenförderung, also Zahlung pro installierte Leistung, umgestellt. Dies könnte in einem eigenen Kapazitätsmechanismus erfolgen.
Favorit beim Kapazitätsmechanismus
Ebenfalls in der "Wachstumsinitiative" hat die Bundesregierung bestätigt, dass bis 2028 ein technologieneutraler Kapazitätsmechanismus kommen soll. Nun geht es um die konkrete Ausgestaltung. Möglich wären eine reine Hedging-Verpflichtung gegen starke Preisspitzen, ein dezentraler oder zentraler Kapazitätsmarkt sowie ein hybdrides Modell, das beide Ansätze verbindet.
Zuletzt deutete sich an, dass das BMWK das auch in der Kommunalwirtschaft bevorzugte Hybrid-Modell bevorzugen könne. Dabei würde es sowohl zentrale Ausschreibungen für teure Großkraftwerke sowie einen dezentralen Markt für andere Anlagen geben. Ausschließlich oder vorwiegend dezentrale Ansätze sind dagegen unter anderem in der Erneuerbaren-Branche beliebt.
Auch muss noch geklärt werden, wie die Ausschreibungen im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) in den künftigen Kapazitätsmechanismus integriert werden.
Reformen bei Netzentgelten
Außerdem soll geklärt werden: Bleibt es bei der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone? Wie aus Ministeriumskreisen zu hören war, spricht sich das BMWK klar für eine einheitliche Zone aus. Es soll aber künftig mehr lokale Preissignale geben, um örtlichen Netzengpässen entgegenzuwirken. Denkbar wären hier regional unterschiedliche Netzentgelte, ortsspezifische Förderprogramme und die Einbindung regionaler Lasten in den Redispatch.
Darüber hinaus plant das Minsterium eine Agenda, um für mehr Flexibilität im Stromsystem zu sorgen. Dynamische Stromtarife und dynamische Netzentgelte kommen hier ins Spiel. Auch die Netzentgeltreform für die Industrie soll hier wichtig werden. Allerdings ist für Änderungen bei den Netzentgelten die Bundesnetzagentur verantwortlich und genießt hier inzwischen eine große Unabhängigkeit.
Fokus auf systemdienlichem Betrieb
Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) begrüßt, dass das BMWK offenbar einen kombinierten Kapazitätsmarkt favorisiert, der zentrale und dezentrale Elemente vereinen soll. "Das schafft eine große Akteursvielfalt, die Einbindung dezentraler Anlagen und Flexibilität und erhöht in Summe die Resilienz und Stabilität des Stromversorgungssystems", so Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing.
Positiv findet der VKU außerdem, dass das Ministerium Anreize entwickeln will, um die regionalen Netzengpässe stärker zu berücksichtigen. "Auch eine flexibilitätsfördernde Netzentgeltsystematik und die Reform individueller Netzentgelte für die Industrie finden unsere Unterstützung", so Liebing. Mit Blick auf den Erneuerbaren-Ausbau ist dem Branchenverband ein systemdienlicher Betrieb der EE-Anlagen wichtig.
Bestandsanlagen integrieren
Der Kapazitätsmarkt müsse zügig in die Ausgestaltung gehen, fordert der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Konkrete Vorschläge für die Ausgestaltung eines Kapazitätsmarkts müssten mit dem Beginn der Ausschreibungen im Rahmen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes vorliegen. Die ersten Ausschreibungen sind nach ZfK-Informationen im Frühjahr 2025 geplant.
"Diese müssen die vielfältige Erzeugungslandschaft, die insbesondere auch KWK-Anlagen umfasst, berücksichtigen und aufzeigen, wie Bestandsanlagen in den neuen Markt integriert werden sollen", sagt Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung. Dabei müssten der bürokratische Aufwand und die Komplexität des Mechanismus so gering wie möglich gehalten werden.
Kritik an Konsultationsfrist
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) lobt das "klare Bekenntnis des BMWK zur einheitlichen deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone" und auch die "Ankündigung einer koordinierten Flexibilitätsagenda" findet Zustimmung. Die Umstellung der EEG-Förderung kommt dagegen schlecht an.
"Jede Reform muss sich daran messen lassen, ob die Bereitstellung von Finanzmitteln über den freien Markt gesichert ist", so Verbandspräsidentin Simone Peter. Die Konsultationsfrist bis zum 28. August "in der Hauptferienzeit" sei außerdem "nicht hinnehmbar".
Kompliziertes Modell
Das vom BMWK favorisierte Modell für gesicherte Leistung drohe, deutlich zu kompliziert zu werden, warnt Dennis Rendschmidt, Geschäftsführer vom Anlagenbauerverband VDMA Power Systems. "Denn diese Art eines Kapazitätsmechanismus ist bisher nirgendwo auf der Welt implementiert worden."
Er spricht sich für einen pragmatischen Ansatz aus, der die Versorgungssicherheit in den Mittelpunkt rücke. Der zukünftige Investitionsrahmen für erneuerbare Energien müsse so ausgestaltet sein, dass der Zubau "endlich auf den politischen Zielpfad einschwenken kann und nicht abreißt". (jk)
