Das Optionenpapier des Bundeswirtschaftsministeriums zum deutschen Strommarktdesign der Zukunft hat in der Energiewirtschaft ganz unterschiedliche Reaktionen hervorgerufen. Am intensivsten wurde dabei die Einführung eines Kapazitätsmechanismus diskutiert. Dadurch soll nicht nur die Stromproduktion, sondern auch die Verfügbarkeit von Leistung etwa für Dunkelflauten vergütet werden.
Das Wirtschaftsministerium hatte vier Optionen zur Debatte gestellt: eine Ausweitung der Absicherungspflicht in Spitzenlastzeiten; einen dezentralen Kapazitätsmarkt, in dem sogenannte Kapazitätszertifikate gehandelt werden; einen zentralen Kapazitätsmarkt, wo Kapazitäten durch zentrale Ausschreibungen sichergestellt werden; und einen kombinierten Kapazitätsmarkt, der zentrale Ausschreibungen und Zertifikatehandel miteinander verbindet.
Neue BDEW-Details
Während sich der größte deutsche Energieverband, der BDEW, für einen "integrierten Kapazitätsmarkt", also eine Form des zentralen Kapazitätsmarkts ausspricht, hatte sich der Stadtwerkeverband VKU im Vorfeld bereits auf einen kombinierten Kapazitätsmarkt festgelegt. Auch das Wirtschaftsministerium favorisiert das Kombi-Modell.
Aus seiner offiziellen Stellungnahme geht nun detaillierter hervor, wie sich der BDEW die Aufgabenverteilung in einem integrierten Kapazitätsmarkt vorstellt. Er unterstützt beispielsweise den Vorschlag, dass der Kapazitätsbedarf nach dem Vorbild Belgiens nicht vom Regulierer selbstständig festgelegt, sondern in einem Konsultationsprozess bestimmt wird. "Dies senkt das Risiko einer Überdimensionierung, da der Bedarf anhand der Einschätzungen verschiedener Stakeholder determiniert wird", heißt es.
Drei Seiten Bedenken und Risiken
Gegen den kombinierten Kapazitätsmarkt hat der BDEW über drei Seiten Bedenken und Risiken zusammengetragen. Ein Kritikpunkt: Es bestehen keine empirischen Erfahrungen. "Ob ein liquider Markt für Kapazitätszertifikate zu Stande kommt – was für ein effizientes Funktionieren des [kombinierten Kapazitätsmarkts] Voraussetzung ist – ist aktuell kaum abzuschätzen", schreibt der Verband. "Hier können schon unabsichtliche Regulierungsfehler den Makt austrocknen lassen."
Als weiteres Risiko sieht der BDEW, dass durch einen zu hohen Kapazitäsbedarf in der zentralen Auktion zu viele Zertifikate ausgegeben werden oder die durch Verbraucher zu beschaffende Zertifikatsmenge zu stark reduziert wird. "Hierdurch könnten sämtliche Zertifikatspreise gedrückt werden", warnt der Verband. "Dies hätte zur Folge, dass Altanlagen sowie Neuanlagen mit kürzeren Refinanzierungszeiträumen weniger Finanzierung erhalten, möglicherweise früher als ökonomisch sinnvoll vom Netz genommen werden oder zu geringe Investitionsanreize für Flexibilitäten bestehen."
BNE für reine Absicherungspflicht
Für eine reine Absicherungspflicht spricht sich der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) aus. Er fürchtet, dass ein zentraler oder kombinierter Kapazitätsmarkt bis zur beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission "absehbar jahrelangen Attentismus bei Investitionen" hätte.
Das würde unnötige Kosten erzeugen, die auf die Stromkunden umgelegt würden und durch Marktverzerrungen die EEG-Kosten erhöhen würden.
BEE: Noch "ungenügende Detailtiefe"
Dem Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) ist eine abschließende Bewertung anhand der vorliegenden "ungenügenden Detailtiefe" im Optionenpapier noch nicht möglich. Er nehme jedoch wahr, dass das Wirtschaftsministerum zu einem "sehr komplexen, mit hohem Bürokratieaufwand verbundenen Modell" neige.
Die von der Ampel vereinbarte Technologieoffenheit begrüßt der Verband. Zugleich weist er darauf hin, dass es "mindestens ein Level-Playing-Field" zwischen steuerbaren erneuerbaren Lasten und fossilen Kapazitäten geben müsse. "Es ist in besonderer Weise darauf zu achten, dass hier keine versteckten Subventionen entstehen, die eine Verlängerung fossiler Technologien und/oder Lock-in-Effekte zur Folge haben."
Zukunft Gas gegen Kombi-Modell
Hart geht der Verband Zukunft Gas mit dem kombinierten Kapazitsmarkt ins Gericht. "Der komplexe, hybride Ansatz des [Wirtschaftsministeriums] schafft mehr Unsicherheiten, als er löst", teilt er mit. "Statt auf bewährte Modelle zurückzugreifen, wie sie in anderen europäischen Ländern erfolgreich etabliert wurden, präsentiert das [Wirtschaftsministerium] ein unerprobtes Konzept, das ineffektiv und kostenintensiv erscheint."
Dabei zeigten die Erfahrungen aus Ländern wie Großbritannien, Frankreich und Belgien, dass ein zentraler Kapazitätsmarkt Investitionen in steuerbarer Kraftwerkskapazitäten fördere – und das ohne die unnötige Komplexität eines hybriden Modells.
EnBW-Chef sieht Großbritannien als Vorbild
Ähnlich harsch äußerte sich EnBW-Chef Georg Stamatelopoulos. "Angesichts des Zeitdrucks kann ich nicht nachvollziehen, warum wir uns hier nicht an bereits bestehenden und funktionierenden Modellen orientieren", sagte er der Deutschen Presse-Agentur.
Er erinnerte daran, dass die EU auch den Kapazitätsmarkt im Vereinigten Königreich genehmigt habe, der von der Struktur her mit dem deutschen relativ gut vergleichbar sei. "Aber wieder will Deutschland einen eigenen, extrem komplizierten Weg einschlagen. Dafür nehmen wir in Kauf, dass es teurer wird und dass es wahrscheinlich in 2028 nicht fertig sein wird." (aba)
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