Das Konzept für ein neues Strommarktdesign soll bereits Ende dieses Jahres klar erkennbar sein, erklärte Robert Habeck (Grüne), Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), am Montag bei einer Auftaktveranstaltung im Ministerium in Berlin mit zahlreichen Branchenvertretern. „Wir sollten in 2023 bereits richtig vorankommen“, so Habeck. In einem offenen Dialog mit Akteuren aus Politik, Wissenschaft, Wirtschaft und Zivilgesellschaft sollen Optionen und konkrete Vorschläge für ein künftiges, von den Erneuerbaren dominiertes Strommarktsystem entwickelt werden.
Geplant sind dazu vier Arbeitsgruppen, und zwar jeweils zu den Themen Erneuerbare Energien, Flexibilität, Steuerbare Kapazitäten und lokale Signale. Erste Ergebnisse sollen bereits Mitte des Jahres in einem Sommerbericht vorgelegt werden. Zum Jahresende wird dann ein Winterbericht weitere Ausarbeitungen und Details enthalten. Über das Jahr werden die Arbeitsgruppen in insgesamt vier gemeinsamen Plenarsitzungen über ihre Ergebnisse berichten, die erste wird bereits Ende März stattfinden.
Strombedarf klettert bis 2045 auf fast das Doppelte
Es gehe darum, die „Software“ für das Strommarktsystem der Zukunft zu entwickeln, sagte Habeck weiter. Da Deutschland die „Herzkammer des europäischen Stromsystems“ sei, müsse jede Lösung auch europäisch gedacht werden. Die derzeit parallel in Brüssel erarbeiteten Vorschläge für eine Weiterentwicklung des Strommarkts stellten jedoch in erster Linie eine kurzfristige Antwort auf die Energiekrise des vergangenen Jahres dar. Ein darüber hinaus gehendes, in die Zukunft weisendes Konzept werde es erst nach der Wahl zum Europaparlament im Frühjahr kommenden Jahres geben.
Neben einer europäischen Kompatibilität seien die Prämissen für ein neues System klar: Umfassende Versorgungssicherheit, Klimaneutralität und Bezahlbarkeit für Verbraucher und Industrie. Der Strombedarf werde aufgrund der zunehmenden Elektrifizierung der Wärmeversorgung und des Verkehrs in den kommenden Jahren stark zunehmen: von derzeit 550 Terawattstunden (TWh) pro Jahr auf 700 bis 750 TWh in 2030, erklärte Habeck. Im Jahr 2045 „könnten es gut 1.000 TWh sein“, so der Ressortchef.
Debatte um unterschiedliche Strompreiszonen
Da auch im Jahr 2030 noch 20 Prozent der Erzeugungskapazitäten nicht durch die Erneuerbaren abgedeckt werden könnten, würden H2-ready-Gaskraftwerke in einem Umfang von rund 25 Gigawatt (GW) benötigt, bekräftigte Habeck. Die für eine solche Investitionsoffensive notwendige Kraftwerksstrategie soll bereits bis Ende März vorliegen. „Wir wollen noch in diesem Jahr mit den Ausschreibungen beginnen“, sagte der Minister.
Darüber hinaus müsse mit einem neuen Strommarktsystem für die Zeit nach 2028 die Frage geklärt werden, wie die Erneuerbaren Energien bepreist werden könnten. In jedem Fall müssten Kostenvorteile auch beim Verbraucher ankommen. Zudem müsse ein Weg gefunden werden, die stetig wachsende Menge des grünen Stroms flexibel zu nutzen. Und nicht zuletzt müssten Vorschläge für unterschiedliche Strompreiszonen in Deutschland diskutiert werden.
Optionen für die Weiterentwicklung des Marktdesigns
Überlegungen, wohin die Reise gehen könnte, skizzierte Andreas Löschel, Vorsitzender der Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring, in einer Stellungnahme während der Auftaktveranstaltung. So hätten die Stromgroßhandelsmärkte ihre Funktion zur Ermittlung eines effizienten Anlageneinsatzes für die Herstellung der weiträumigen Systembilanz sehr gut erfüllt. Daher seien Änderungen an den grundsätzlichen Markträumungsregeln problematisch.
Das Prinzip des Einheitspreisverfahrens mit freier Preisbildung biete grundsätzliche, adäquate Preissignale für alle Marktteilnehmer. Zentrale Optionen für die Weiterentwicklung des Marktdesigns seien neue Gebotsformen und eine bessere Berücksichtigung der Erfordernisse des Stromnetzes, sowohl im Übertragungs- als auch im Verteilnetz.
Im aktuellen Marktdesign fehlten Lokalisierungssignale für systemdienliche Investitions- und Betriebsentscheidungen größtenteils, erklärte Löschel weiter. Ein System mit mehreren deutschen Gebotszonen böte überwiegend Vorteile, auch wenn Lokalisierungssignale nicht ausreichen dürften. In Frage käme zudem eine Anpassung des bestehenden Ausschreibungsmechanismus oder der Regionalkomponente als Optionen für systemdienliche Investitionsanreize für variable erneuerbare Erzeuger.
Neue Gesetze und Verordnungen müssen zügig kommen
Der Energiemarktexperte warnte vor regulatorischen Engriffen in die Marktpreisbildung, um die Strompreise am Großhandelsmarkt zu senken. Zentrale Optionen seien hingegen die teilweise Umfinanzierung der Umlagen und Steuern sowie Netzentgelte, ein Absenken der Stromsteuer bei konsistenter CO2-Bepreisung, neue Formen langfristiger Abnahmeverträge, Mieter-Strom-Modelle sowie die Beteiligung der Produzenten an den Netzkosten.
In einer Statement-Runde regten Vertreter von Siemens-Energy und des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz an, Erlöskomponenten für das Bereitstellen von Kraftwerkskapazitäten zu integrieren. Ein technologieoffener Kapazitätsmarkt sei zielführend, müsse aber auch entsprechende lokale Signale liefern. Vom Erneuerbaren-Projektierer BayWa r.e kam die Forderung, den marktgetriebenen Ausbau der Erneuerbaren in den Fokus zu stellen. Die Erneuerbaren seien „im Markt angekommen“. Auf die Notwendigkeit, Tempo zu machen, wies BDEW-Chefin Kerstin Andreae hin: „Wir brauchen schon in dieser Legislatur ein erstes Ergebnis, auch mit Gesetzen und Verordnungen.“
Anreize für Flexibilität bei der Nachfrage und Erzeugung
Ein neues Strommarktdesign müsse sich an mehreren Punkten messen lassen, erklärte VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Es müsse Ausbau und Finanzierung der Erneuerbaren Energien gewährleisten, Anreize und Lenkungswirkung für Flexibilität bei der Nachfrage und Erzeugung setzen und eine effiziente Sektorenkopplung ermöglichen. Parallel dazu solle Versorgungssicherheit erreicht werden, indem der dafür notwendige Anteil an verfügbarer und steuerbarer Stromerzeugungsleistung zur Verfügung steht.
Das sei „eine Mammutaufgabe,“ so Liebing weiter. Das Marktdesign müsse so weiterentwickelt werden, dass eine rein marktgetriebene Fortsetzung des Erneuerbaren-Ausbaus über 2030 hinaus möglich sei. Zudem sollten sämtliche Lastflexibilitätsoptionen technisch erschlossen und dem Markt über Preissignale zugänglich gemacht werden. (hil)
