Ein neues EU-Strommarkt-Design in der Diskussion

Nach den neuesten offiziellen EU-Daten stieg die Stromerzeugung aus EE von 2020 bis 2021 um fast 5 %. Der Anteil der EE am Bruttostromverbrauch nahm jedoch nur um 0,1 % auf 37,5 % im Jahr 2021 zu. Doch der Anteil der EE am am Bruttoendenergieverbrauch in der EU erreichte 2021 nur 21,8 % (siehe Abb. 3).

Ab 2020 ging dieser sogar um 0,3 % zurück. Der neue REPowerEU-Plan vom Mai 2022 sieht vor, das Ziel des Anteils der EE von bisher 40 % auf 45 % bis 2030 zu erhöhen (siehe Abb. 4) 

Der Ukraine-Krieg hat die Dekarbonisierung des Stromerzeugungssektors durch die EU jedoch verlangsamt. Die Gesamteffizienz des Energiesystems soll daher durch den Ausbau von EE und Wasserstoff-Projekten, Investitionen in intelligente digitale Netze und ein automatisiertes Netzmanagement durch modernstes digitales Monitoring forciert werden. Aber 15 der insgesamt 27 EU-Mitgliedstaaten hatten 2021 noch einen Anteil der EE, der unter dem EU-Durchschnitt lag. Gleichzeitig machten fossile Brennstoffe im Jahr 2021 immer noch 70 % des Bruttoenergieverbrauchs in der EU aus (siehe Abb. 5).

Während sich die EU im vergangenen Jahr auf kurzfristige Notfallmaßnahmen konzentrierte und darauf fokussieren musste (mit Energiekosten von bis zu fast 800 Mrd. €), muss sie nun ihre mittel- und langfristigen Strategien zur Umsetzung ihrer Klima- und Energieziele bis 2030 (wie ihr Emissionsziel von -55 % bis 2030) überprüfen und anpassen. Doch während die EU ihren Kohleausstieg forcieren will, um ihre Emissionsziele zu erreichen, ist ihr Kohleverbrauch 2022 im zweiten Jahr der Pandemie-Krise und infolge des Ukraine-Krieges in Folge gestiegen. In Deutschland stieg der Anteil der Kohle – entgegen des Kohleausstiegplans – um 8,4 % auf wieder 33,3 % an.

Vor diesem Hintergrund gegenläufiger Energietrends ist eine Reform des EU-Strommarktes von größter Bedeutung und notwendiger denn je geworden. Dabei liegt der Reformschwerpunkt auf folgenden Aspekten:

• stärkere Unabhängigkeit der Strompreise von der kurzfristigen Kostenentwicklung fossiler Brennstoffe;
• Beschleunigung und Erleichterung von Investitionen in EE;
• Schaffung von Anreizen für Investitionsbedingungen für Energiespeicherung und Flexibilitätsoptionen für Gas und Wasserstoff;
• Stärkung der Rolle der Verbraucher;
• Stromeinsparmaßnahmen: die Verpflichtung der Mitgliedstaaten für das Krisenjahr 2022, mindestens 5 % Strom während der größten Stromverbrauchsstunden (peak hours, die mehr als 10 % der gesamten Stromverbrauchsstunden ausmachen) einzusparen, soll zu einer generellen Anforderung auch in den nächsten Jahren und für das zukünftige Strommarktdesign gemacht werden.
• Besserer Schutz vor Marktmanipulation und größere Preisstabilität durch die Kombination der Instrumentarien von langfristigen Verträgen (wie den PPAs) und den zweiseitigen Preisausgleichsvereinbarungen (der CfDs) als einen freiwilligen Mechanismus.

Experten haben die Kommission allerdings gewarnt, dass die Reform nicht zu schnell durchgeboxt werden darf, ohne die (auch unbeabsichtigten) Konsequenzen zu verstehen. Vor allem müssen dabei auch die oft schlecht konzipierten nationalen Strommarktpläne miteinander abgestimmt und für die Stärkung des EU-Strombinnenmarktes besser koordiniert werden. Zudem gilt es, auch die grundsätzliche Warnung der STEAG/Iqony vom Februar 2023 zu beachten:

„Regionale Versorgungsrisiken müssen mitberücksichtigt werden, es darf nicht von einem realitätsfernen Idealbild bei der Versorgung ausgegangen werden, bei dem sich Erzeuger und Verbraucher in einem überall optimal ausgebauten Netz verteilen und immer berechenbar und systemdienlich agieren“ [5].

Ein ausschließlich wirtschaftlich basiertes neues Strommarkt-Design?

Die Verringerung der Strompreise auf ein bezahlbares Niveau, ohne die Stromeinsparung zu gefährden, muss auch Teil der künftigen EU-Strategie sein, um sich gegenüber den massiven Industriesubventionen der USA („Inflation Reduction Act“) und Chinas im globalen Wettbewerb zu behaupten. 

Die Überarbeitung des EU-Strommarktes könnte eine neue Verdienstreihenfolge in der „Merit Order“ von kostengüns¬tigeren Erzeugern (wie Wind und Sonne) anstelle von Erdgas beinhalten. Aber auch das neue Marktdesign muss Versorgungssicherheit, ausreichende Investitionen und effiziente Instrumente garantieren und dabei die Wechselwirkungen beachten. Eine immer größere Durchdringung von EE- und Digitalisierungstechnologien wird die Systemanforderungen und -engpässe weiter erhöhen¬. So sind kurzfristige Stromausfälle um mehr als 50 % von 33 auf über 52 Stunden im Jahr 2021 gestiegen.  Dadurch wird es immer schwieriger, die Übertragungsspannung und Stromversorgung in der EU stabil zu halten. Gleichzeitig können jedoch die Digitalisierungstechnologien das Systemmanagement auch widerstandsfähiger und effektiver machen, wenn sie zeitgerecht und effizient eingeführt werden.

In den politischen Diskussionen vor dem März-Vorschlag eines neuen Strommarkt-Designs der Europäischen Kommission hatte eine Gruppe nördlicher EU-Mitgliedstaaten (Dänemark, Estland, Finnland, Deutschland, Lettland, Litauen und die Niederlande) einen eigenen Vorschlag für eine Reform des Stromgroßhandelmarktes vorgelegt. Ziel dieses Vorschlags war es, die Vorteile des derzeitigen Designs (wie das Grenzpreissystem der Merit-Order) beizubehalten und es zu verbessern, indem die Marktliquidität erhöht und mehr Investitionen in mehr Energie- sowie Speicherkapazitäten für die Umstellung auf grüne Energie getätigt werden. Außerdem sollen die Verbrauchertarife zwischen volatileren kurzfristigen Trends auf dem Großhandelsmarkt und weniger volatilen langfristigen Verträgen besser in Einklang gebracht und Anreize für flexible Nachfragereaktionen geschaffen werden –, allerdings ohne die existierenden Prozesse, Funktionen und preis-gestaltenden Mechanismen zu gefährden. Dieser Vorschlag hatte einen eher evolutionären Charakter, der das bisherige Strommarkt-Design vorsichtig weiterzuentwickeln suchte.

Demgegenüber hatten die Vorschläge auf der Basis des iberischen oder auch griechischen Modells, das im vergangenen Jahr von Spanien und Portugal eingeführt wurde und dem sich Griechenland und Italien angeschlossen haben, einen eher revolutionären Charakter mit größeren staatlichen Eingriffen. Dieses favorisierte auch eine Obergrenze für Gas und Kohle zur Stromerzeugung und notfalls auch eine Trennung der Strom- von den Gaspreisen. Zugleich sollten der Strompreis und die unerwartet hohen Gewinne der Stromerzeuger begrenzt und abgeschöpft werden. Das von diesen Staaten in 2022 eingeführte Modell hatte aber auch den Effekt, den Gasverbrauch zu erhöhen und den Stromexport in benachbarte Länder zu forcieren. Es hat zudem zu Verzerrungen auf dem EU-Elektrizitätsbinnenmarkt geführt, die allerdings aufgrund der begrenzten Verbindungsleitungen zwischen Spanien und dem übrigen Europa vorerst begrenzt geblieben sind.

Im Lichte dieser Vorschläge hatte die Europäische Kommission ihr eigenes neues Strommarktdesign am 14. März vorgestellt, welches – wie so oft in der EU – auf einen Kompromiss der verschiedenen Denkschulen beruht. Dabei soll die Integration des europäischen Stromsektors für eine grüne Energieübertragung weiter verstärkt werden. Doch ist dieses Strommarkt-Design noch immer weitgehend von sicherheitspolitischen Bedrohungsanalysen abgekoppelt.