Der Strommarkt der Zukunft – Wie sieht er aus?

Der Strommarkt der Zukunft mit seinen Strompreisen hat Auswirkungen darauf, wie sich die Versorgungssicherheit und Energiewende entwickeln. Zusammen mit dem Stromnetz der Zukunft ist er essenziell für die Stromversorgung in Deutschland. Auch wenn 1998 eine Liberalisierung des deutschen Strommarkts / Energiemarkts mit der Erneuerung des Energiewirtschaftsgesetzes stattfand, blieb der Strompreis doch stark von staatlicher Regulierung abhängig. Zum einen bestand die Problematik der Stromnetze – wegen denen der Stromsektor vor der Liberalisierung als „natürliches Monopol“ angesehen worden war – weiter. Aufgrund des erschwerten Zugangs zu den Stromnetzen verschwanden viele neue Stromanbieter bald wieder vom Markt. 2005 wurden daher die 2003 geänderten EG-Richtlinien zur Energiemarktliberalisierung in Deutschland umgesetzt. Die Bundesnetzagentur, die ursprünglich für die Regulierung der Telekommunikationsdienste gegründet worden war, war nun auch zuständig für die Regulierung der Netze von Strom und Gas. Für alle Energielieferanten erfolgte außerdem die Einführung eines einheitlichen Netzentgelts.

Die Regulierung des Strommarkts

1990 war mit dem Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform („Ökosteuer“) eine Stromsteuer eingeführt worden. Damit sollte der Strom auf dem Strommarkt durch eine höhere Besteuerung teurer gemacht werden. Eine gleichzeitige Senkung der Rentenbeiträge sollte die Arbeit billiger machen. Die Steuer wurde bis 2003 jährlich angehoben. Dann aber wurden die ursprünglich geplanten, im Gesetz aber nicht festgeschriebenen Erhöhungen jedoch nicht fortgesetzt. Mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) aus dem Jahr 2000 wurde zudem über die „EEG-Umlage“ die Kostenbelastung durch die Förderung von erneuerbaren Energien auf die Stromverbraucher umgeschlagen.

Am 1.1.2005 begann dann der EU-weite Emissionshandel. Große Emittenten von Kohlendioxid-Emissionen (darunter große Kraftwerke, in denen fossile Brennstoffe verbrannt werden) wurden damit verpflichtet, Emissionsberechtigungen hierfür zu erwerben. Da die meisten Zertifikate allerdings kostenlos verteilt und zudem mehr Berechtigungen ausgegeben als benötigt wurden, hatte dies zunächst kaum Auswirkungen auf den Preis.

Weitere passende Blogbeiträge:

Entdecken Sie auch unsere anderen Blogbeiträge zum Klimamanagement und erhalten Sie Expertenwissen unter anderem zu diesen Themen:

Wirken sich politische Entscheidungen und Ziele auf den Strommarkt aus?

Netzentgelte, Stromsteuer, EEG-Umlage und die Belastungen aus dem Emissionshandel zeigen, dass politische Entscheidungen auf dem Strommarkt nicht nur die Reaktion auf das natürliche Monopol sind, sondern auch aufgrund der Energie- und Klimapolitik Einfluss auf den Strompreis haben.

Der Strommarkt wurde zudem zunehmend zum Mittel, politische Ziele wie das Erreichen von europäischen oder nationalen Klimaschutzzielen zu erreichen. Dabei kann sich allerdings die Richtung, in die die politische Steuerung führt, ändern. In der Vergangenheit ging es eher darum, Strom teurer zu machen. Jetzt gibt es mitunter auch andere Stimmen. Im Hinblick auf eine „Sektorenkoppelung“ und die gewünscht größer werdende Rolle der Energien aus nachhaltiger Stromerzeugung etwa im Verkehr oder zur Wärmeerzeugung, sieht man hohe Strompreise als Hindernis für eine ökologische Energiewende.

Die Liberalisierung der Energiemärkte

Auch die Liberalisierung des Energie- und Strommarktes hat zu Problemen geführt. Strom wird nun auch an der Börse oder auch außerbörslich gehandelt. Da Strom nicht lagerfähig ist, hat der kurzfristige Stromhandel eine große Bedeutung. An der Strombörse wird Strom in Runden angeboten und verkauft. Wenn der Strombedarf für eine bestimmte Zeit – typischerweise für eine Stunde – verkauft ist, ist die Runde zu Ende. Gezahlt wird der Preis, den die Erzeugung des Stroms im teuersten Kraftwerk kostet, dessen Strom in der Runde verkauft werden konnte. Bei diesem System sind abgeschriebene Kraftwerke und Anlagen für Solar- sowie Windkraft im Vorteil. Bei Ersteren muss der Preis nur Brennstoff- und Wartungskosten decken, bei Letzteren fallen keine Brennstoffkosten an. Andere Kosten können Betreiber nur dadurch decken, wenn andere Anbieter teurer sind.

In einem solchen „Energy-only-Markt“, in dem nur gelieferte Strommengen bezahlt werden, lohnt sich oft die Errichtung neuer Kraftwerke nicht. Technische Fortschritte müssten im Vergleich zu abgeschriebenen Kraftwerken sehr viel Brennstoff einsparen, um aus der Differenz der Betriebskosten die Investitionen zurückzahlen zu können. Wenn das nicht so ist, wäre Strom aus neuen Kraftwerken teurer als solcher aus abgeschriebenen Kraftwerken. In der (Markt-)Theorie sollte es bei Knappheit zu solch hohen Preisen kommen, die ausreichende Investitionen auslösen und/oder ausreichende Anreize für die Nutzung der Möglichkeiten zur Flexibilisierung der Nachfrage bieten sollten. Ob das in der Praxis auch so wäre, weiß aber niemand.

Video: Was ist Klimaneutralität?

Video: Was ist ein Energiemanagement System nach ISO 50001?

Alle unsere YouTube Videos finden Sie hier auf dem YouTube Kanal der VOREST AG!

Die Kapazitätsreserve für Deutschland

Die USA erfand daher – noch ohne erneuerbare Energien – zusätzliche „Kapazitätsmärkte“. Gegen Bezahlung hielten Kraftwerkseigentümer Kapazitäten zur Stromerzeugung bereit. In Deutschland wurde das Konzept in den Jahren 2013 bis 2015 intensiv diskutiert. Gegner des Kapazitätsmarkts befürchteten, dass mit Kapazitätsmärkten fossile Kraftwerke künstlich am Leben gehalten würden. Im Jahr 2015 kam das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie in einem „Weißbuch“ zum Schluss, dass ein Kapazitätsmarkt in Deutschland nicht eingeführt werden soll. Dafür soll aber eine Kapazitätsreserve den Strommarkt ergänzen. Deren Einführung erfolgte 2016 mit dem Gesetz zur Weiterentwicklung (neuer § 13e des EnWG, 2019 ergänzt um die Kapazitätsreserveverordnung). Sie umfasst – im Unterschied zu einem Kapazitätsmarkt – nur Kraftwerke, die nicht am Energiemarkt teilnehmen und daher den Wettbewerb nicht verzerren können.

Die erste Ausschreibung im Februar 2020 schuf eine Kapazitätsreserve von 1.056 Megawatt bestehend aus fünf Gaskraftwerken. Zu dem Gesetz zur Weiterentwicklung von dem Strommarkt (neuer § 13g des EnWG) gehörte auch die von 2016 bis 2019 stattgefundene Überführung von acht Braunkohle-Kraftwerksblöcke in eine „Sicherheitsbereitschaft“. Nach Ablauf dieser Frist werden sie endgültig stillgelegt. Diese Sicherheitsbereitschaft war hoch umstritten, zumal Braunkohlekraftwerke sich bei Bedarf nur mit langer Vorlaufzeit hochfahren lassen. Kritiker sahen darin eine versteckte Subventionierung der Kohleindustrie, die 1,6 Milliarden Euro für diese Sicherheitsbereitschaft erhielt. Tatsächlich wurde sie bis heute nie benötigt.

Und wie geht es auf dem Strommarkt weiter?

Fit für eine Zukunft mit 100 Prozent Strom aus der Erzeugung von erneuerbaren Energien – und somit eine Energiewende – ist der Strommarkt dennoch noch nicht. Mit zunehmendem Anteil erneuerbarer Energien steigt der Anteil der Strommengen mit Grenzkosten gleich Null, so dass immer länger der Börsenpreis ebenfalls Null sein dürfte. Dann können auch die Erneuerbaren ihre Gemeinkosten nicht mehr decken. Zudem steigt die EEG-Umlage, die sich aus der Differenz der Preise von Einspeisung und Börse ergibt. Die Umstellung auf EEG-Förderung aus dem Haushalt (und Gegenfinanzierung durch die nationale Kohlendioxid-Bepreisung) ist daher der nächste logische Schritt. Aber auch die Flexibilisierung der Stromnachfrage durch angepasste Nachfrage („Demand Side Management“) oder die Nutzung von Energiespeichern gehört dazu. Das Strommarktdesign könnte Flexibilität künftig zu einem Handelsgut machen, um etwa Speichertechnologien bezahlen zu können.