Jetzt das Strommarktdesign auf Erneuerbare ausrichten

Der starke Anstieg der Strom- und Gaspreise in den vergangenen Wochen und Monaten hat nicht nur in Deutschland Sorge vor wirtschaftlichen Folgen sowie Strom- und Gasengpässen ausgelöst. Neben den Entlastungspaketen der Bundesregierung sind auch auf europäischer Ebene verschiedene Maßnahmen getroffen worden, um den Preisanstieg und dessen Auswirkungen zu begrenzen. So hat insbesondere die Europäische Kommission ein Maßnahmenpaket für nachhaltige Energie in Europa vorgestellt und verschiedene Einzelmaßnahmen, etwa die Senkung der Großhandelspreise auf dem iberischen Strommarkt, genehmigt.

Solche und weitere Maßnahmen zur kurzfristigen Abhilfe sind sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene rechtlich zwar grundsätzlich möglich, sie lösen aber nicht das strukturelle Problem, das dem Preisanstieg zugrunde liegt. Schuld an den derzeit rasanten Preissteigerungen ist – neben dem Versäumnis der letzten Jahrzehnte, den Ausbau erneuerbarer Energien frühzeitig voranzutreiben – vor allem das geltende Strommarktdesign, das den Strompreis faktisch an fossile Energieträger koppelt, obwohl erneuerbarer Strom bereits 50 Prozent und mehr ausmacht. Anstatt sich daher in der aktuellen Debatte an klimapolitisch gewollten und dringend notwendigen Faktoren wie der CO₂-Bepreisung oder dem Kohleausstieg aufzuhängen oder gar das Comeback der Kernkraft zu preisen, sollte zukünftig das reformbedürftige Marktdesign im Mittelpunkt stehen. Einen Anfang macht das SPD-geführte Papier, das diese Woche durch den Bundestag ging und immerhin fordert, dass das Strommarktdesign europaweit überarbeitet werden soll.

Preisbildung am Strommarkt und das Merit-Order-Prinzip

Seit 1998 besteht der europäische Elektrizitätsbinnenmarkt, der sekundärrechtlich derzeit vor allem durch die Strombinnenmarktverordnung und die Strombinnenmarktrichtlinie geregelt ist und die Energiewirtschaftsstrukturen der Mitgliedstaaten harmonisiert. Durch den Elektrizitätsbinnenmarkt wurde ein unionsweiter Wettbewerb im und um den Strommarkt eingeführt, wettbewerbsschädigende Verhaltensweisen verboten sowie ein reguliertes Recht auf Netzzugang für die Netznutzer geschaffen. Weiteres Merkmal des Elektrizitätsbinnenmarkts ist die Entflechtung von Netz und Betrieb, um die Berechnung der Netznutzungsentgelte nachvollziehbar und diskriminierungsfrei zu gestalten. Zudem gelten in allen Mitgliedstaaten die in den Strombinnenmarktrechtsakten festgelegten Marktrollen der Energiewirtschaft. In Deutschland sind diese Regelungen vor allem im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umgesetzt.

Allgemeine Vorschriften für Elektrizitätsmärkte sind in Kapitel II der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung festgelegt. Der Strom kann von Großhändlern wie Stadtwerken oder Industrieunternehmen entweder direkt bei den Stromerzeugern gekauft (Over The Counter, OTC) oder an einer Strombörse gehandelt werden. Dabei haben die Marktteilnehmer sowohl die Möglichkeit, den Strom langfristig, das heißt schon mehrere Jahre vor seiner Erzeugung zu kaufen oder verkaufen (Art. 3 lit. o) oder kurzfristig für denselben oder nächsten Tag (Art. 7). Der vortägige (sog. Day Ahead) und untertägige (sog. Intraday) Stromhandel wird von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und den gesondert nominierten Strommarktbetreibern (NEMO) nach Maßgabe der Kommissionsverordnung über die Kapazitätsvergabe (sog. CACM-Verordnung) organisiert. Einer dieser NEMO ist die Strombörse EPEX SPOT, die für mehrere europäische Länder, unter anderem für Deutschland, den Spotmarkt für Day-Ahead- und Intraday-Geschäfte abwickelt. Gerade der Intraday-Markt ist im Bereich der erneuerbaren Energien besonders wichtig, da die Leistung von Sonne und Wind nicht exakt vorherzusagen ist.

An der Strombörse werden die Strompreise auf Grundlage von Angebot und Nachfrage gebildet (Art. 3 lit. a Elektrizitätsbinnenmarktverordnung). Nach dem sogenannten Merit-Order-Prinzip werden zunächst diejenigen Anbieter berücksichtigt, die die niedrigsten Grenzkosten aufweisen, das heißt die variablen Kosten, die durch die Erzeugung einer zusätzlichen Strommenge entstehen. Das sind vor allem die erneuerbaren Energien, da vor allem für die Erzeugung von Solar- und Windenergie keine Brenn- oder Einsatzstoffkosten anfallen. In der Reihenfolge der aufsteigenden Grenzkosten erhalten alle weiteren Anbieter Zuschläge, bis die Nachfrage gedeckt ist. Der Strompreis richtet sich dann nach den Grenzkosten des zuletzt berücksichtigten Anbieters.

Warum steigt der Strompreis plötzlich?

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien reicht derzeit noch nicht aus, um den aktuellen Strombedarf innerhalb der EU beziehungsweise Deutschland zu decken. Bislang wird etwa die Hälfte des Stroms in Deutschland aus erneuerbaren Energien hergestellt. Daher werden nach dem Merit-Order-Prinzip Gaskraftwerke mit grundsätzlich höheren Grenzkosten zugeschaltet, sodass sich der Strompreis für alle Anbieter faktisch an den Gaspreisen orientiert. Das ist per se nichts Neues und hat, isoliert betrachtet, nicht nur Nachteile: wird der CO₂-Preis durch die Grenzkosten von Gas in die Höhe getrieben, steigt auch der Preis für Strom aus Erneuerbaren Energien. Diese Vergütung kann dann wiederum in den Ausbau von erneuerbaren Energien investiert werden. Neu ist allerdings, dass die Gaspreise insbesondere seit Anfang dieses Jahres erheblich gestiegen sind. Dies hängt vor allem mit den höheren Beschaffungskosten zusammen, die durch den Wegfall russischen Erdgases entstanden sind.

Ein weiterer Grund für den Anstieg sowohl der Gas- als auch der Strompreise ist die gleichzeitig steigende CO₂-Bepreisung. Das EU-Emissionshandelssystem (EU ETS) sieht – insbesondere durch die sogenannte Emissionshandelsrichtlinie – vor, dass Betreiber von Stromkraftwerken und andere Industrieanlagen jährlich eine bestimmte Anzahl an Emissionszertifikaten an die jeweils zuständige nationale Behörde abgeben müssen. Die Anzahl dieser Zertifikate ist begrenzt (Cap) und kann nach Ausgabe auf dem Markt frei gehandelt werden (Trade). Durch Angebot und Nachfrage bildet sich ein CO₂-Preis, der vor allem in den letzten Monaten stark gestiegen ist und derzeit bei über 60 Euro pro Tonne CO₂ liegt. Die Emissionshandelsrichtlinie wird in Deutschland insbesondere durch das Treibhausgasemissionshandelsgesetz (TEHG) umgesetzt.

Hinzu kommt die im Jahr 2020 mit dem Kohleausstiegsgesetz anvisierte schrittweise Reduzierung und Beendigung der Stromerzeugung durch den Einsatz von Braun- und Steinkohle bis zum Jahr 2039, die nach dem Willen der aktuellen Bundesregierung sogar möglichst schon bis zum Jahr 2030 erfolgen soll. Damit verbleibt neben der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im Rahmen der konservativen Energieträger vor allem Erdgas.

Der Kern des Problems sind jedoch nicht die geltenden gesetzlichen Regelungen zur CO₂-Bepreisung oder Reduktion der Kohlestromerzeugung. Diese sind nicht nur Teil der dringend notwendigen Klimaschutzpolitik, sondern auch Voraussetzung für die Erfüllung der rechtlichen Verpflichtungen aus dem Pariser Abkommen und den Klimaschutzgesetzen in Deutschland und der EU. Auf Dauer wird die Energieversorgung hierdurch stabiler, weil – anders als bei fossilen Energien – politischer Zugriff besteht, und auch günstiger, weil erneuerbare Energien die günstigere Erzeugungsart sind. Problematisch ist stattdessen, dass schlichtweg versäumt wurde, das gesamte Strommarktdesign stärker auf erneuerbare Energien auszurichten. Bereits jetzt machen erneuerbare Energien fast die Hälfte der deutschen Stromproduktion aus. Nach dem aktuellen Koalitionsvertrag sollen bis 2030 bereits 80 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland aus erneuerbaren Energiequellen stammen. Dennoch können fossile Energieträger im geltenden Strommarktdesign eine erheblich preistreibende Wirkung erzeugen. Das Versäumnis zeigt sich sowohl in der immer noch bestehenden faktischen Abhängigkeit von fossilen Energieträgern wie russischem Erdgas als auch im – trotz dieser Abhängigkeit bestehenden – Preisbildungsmechanismus durch das Merit-Order-Prinzip.

Brauchen wir das Comeback der Atomkraft?

Mit der Strommarktdebatte ist auch die Diskussion um die Bedeutung von Kernenergie neu entfacht worden. Allerdings wurden im Zuge der Strom- und Gaskrise zahlreiche regulatorische Mechanismen in Gang gesetzt, die zur Energiesicherung beitragen, den Ausbau erneuerbarer Energien weiter vorantreiben und die sich entgegen etlicher Befürchtungen bewährt haben. Anstatt plötzlich der Kernenergie erneut mehr Raum einzuräumen, die ohnehin nur noch unter 6 % des Strombedarfs deckt, sollte der Fokus auf diesen Entwicklungen liegen.

Ein Beispiel für eine solche ‘Erfolgsgeschichte‘ ist die kürzlich erfolgte Änderung des EnWG durch das sogenannte Gasspeichergesetz. Nach dem neu eingefügten § 35b Abs. 1 S. 2 EnWG soll jede Gasspeicheranlage am 1. Oktober jeden Jahres 80 Prozent, am 1. November 90 Prozent und am 1. Februar 40 Prozent betragen. Die anfängliche Befürchtung, diese Ziele könnten unmöglich erreicht werden, hat sich bislang nicht bewahrheitet. So wurde das Oktoberziel von 80 Prozent bereits Ende August erreicht. Die aktuellen Füllstände liegen darüber hinaus zum Teil deutlich höher als in den vergangenen Jahren. Damit erfüllt Deutschland bereits jetzt die Vorgaben des Gasspeichergesetz sowie die – weniger ambitionierten – Vorgaben der im Juli 2022 in Kraft getretenen EU-Gasspeicherverordnung, die nun für alle Mitgliedstaaten verbindliche Befüllungsziele und -pfade für Gasspeicher vorsieht. Hinzuweisen ist auch auf die kürzlich erlassenen Verordnungen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz über kurzfristig und mittelfristig wirksame Maßnahmen zur Energieeinsparung. Diese Verordnungen enthalten unter anderem Energieeinsparmaßnahmen, die sowohl Unternehmen als auch Privathaushalte bereits seit mehreren Monaten freiwillig befolgen. Ein schnelles und entschlossenes Handeln ist also durchaus möglich und sollte nun auch beim Ausbau der Erneuerbaren Energien erfolgen, statt rückwärtsgewandt überholte Technologien länger zu nutzen.

Neben der EU-Gasspeicherverordnung sind auch auf Unionsebene im Rahmen des REPowerEU-Plans weitere Regelungen geplant. So sollen nach einem Vorschlag der EU-Kommission zur Änderung der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (aktuell RED II, nach Änderung der Richtlinie RED III) mit dem neuen Art. 15b RED III sogenannte go-to-Gebiete für erneuerbare Energien eingeführt werden. Go-to-Gebiete sind Gebiete, in denen angesichts der Besonderheiten des jeweiligen Gebiets keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten sind, wenn Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien und der damit verbundenen Infrastruktur durchgeführt werden. Auf diesen go-to-Gebieten sollen für die jeweiligen Projekte nach Art. 16 ff. RED III beschleunigte Genehmigungsverfahren gelten. So sollen Genehmigungsverfahren grundsätzlich nicht länger als ein Jahr dauern; für das Repowering von Anlagen, neue Anlagen mit einer Stromerzeugungskapazität von unter 150 kW, Energiespeicheranlagen am selben Standort sowie deren Netzanschluss soll das Verfahren sogar nur höchstens sechs Monate dauern. Damit wird insgesamt ein schneller Zubau im Bereich der erneuerbaren Energien sichergestellt.

Neue Gestaltungsmöglichkeiten durch Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien

Langfristig bietet der Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien neue Perspektiven, denn der EE-Stromhandel kommt nicht nur dem Klima zugute, sondern ist auch wirtschaftlich vorteilhaft. Die Möglichkeit, große Mengen an grünem Strom zu erzeugen und direkt an die Standorte der Abnehmer zu liefern, ist für eine steigende Zahl von Unternehmen vielversprechend, die sich ausschließlich mit Grünstrom versorgen wollen. So sollen beispielsweise die Teslafabrik in Brandenburg und das neue Werk von Intel in Sachsen-Anhalt zu 100 Prozent mit Grünstrom versorgt werden.

Die Eigenschaft als Grünstrom wird im allgemeinen Versorgungsnetz derzeit über die sogenannte Herkunftsnachweise nach § 79 EEG 2021 nachgewiesen. Diese dienen allerdings lediglich der Information des Letztverbrauchers nach § 42 EnWG. Zukünftig könnte der Grünstrom dagegen über eine eigene Grünstrombörse mit eigener Merit Order gehandelt werden, an der nur Anbieter von Strom aus erneuerbaren Energien teilnehmen. Deren Preise wären damit von den Preisen für fossile Energieträger entkoppelt. Angesichts der niedrigen Gestehungskosten von erneuerbaren Energien könnten so letztlich auch die Strompreise gesenkt werden. Um die Grünstromeigenschaft zu gewährleisten, könnte sich ein zukünftiges System an den Regelungen zu Bilanzkreisen von EEG-gefördertem Strom orientieren. Ein Bilanzkreis im Elektrizitätsbereich ist gemäß § 3 Nr. 10d EnWG die Zusammenfassung von Einspeise- und Entnahmestellen, die dem Zweck dient, Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen durch ihre Durchmischung zu minimieren und die Abwicklung von Handelstransaktionen zu ermöglichen. Ergänzend ist im EEG geregelt, dass der Anspruch auf die Marktprämie für Strom aus erneuerbaren Energien– also auf die Zahlung der Differenz zwischen dem Marktpreis und dem in den Ausschreibungsverfahren ermittelten anzulegenden Wert – nur besteht, wenn der Strom in einem Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert wird, in dem ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien vermarktet wird (§ 20 Nr. 3 lit. a EEG 2021). Solche „sortenreinen Bilanzkreise“ sollen sicherstellen, dass der grüne Strom in einem Bilanzkreis nicht durch die Bilanzierung weiteren „grauen“ Stroms in seiner Eigenschaft als Grünstrom beeinträchtigt wird. Ein solches System dürfte auch nicht gegen Unionsrecht, insbesondere die Warenverkehrsfreiheit aus Art. 34, 36 AEUV und das Beihilfenrecht nach Art. 107, 108 AEUV, verstoßen.¹⁾

Damit auch Wasserstofferzeuger an einer solchen Grünstrombörse teilnehmen können, sollte bei der Ausgestaltung des Designs auch die Anforderungen des delegierten Rechtsakts berücksichtigt werden, den die Europäische Kommission aufgrund von Art. 27 Abs. 3 UAbs. 7 der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED II) erlässt. Dessen Entwurf liegt seit Mai 2022 vor. Er enthält erstmals Regelungen für die Herstellung grünen Wasserstoffs, wobei diese lediglich für die Anrechnung der Nutzung von grünem Wasserstoff auf die Mindestanteile erneuerbarer Energien im Verkehrssektor gelten. Auf nationaler Ebene wurde grüner Wasserstoff bisher lediglich im Rahmen der EEG-Umlage-Befreiung nach §§ 69b, 93 EEG 2021 i.V.m. § 12i EEV definiert. Seit Juli 2022 enthält § 3 Nr. 27a EEG und ab 01.01.2023 auch § 26 Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) eine entsprechende Definition. Beide Normen verweisen allerdings auf eine nach § 93 EEG noch zu erlassende Rechtsverordnung, wovon im Hinblick auf die Herstellung grünen Wasserstoffs voraussichtlich erst dann Gebrauch gemacht wird, wenn die EU-Kommission im delegierten Rechtsakt ihrerseits Regelungen zur Herstellung grünen Wasserstoffs getroffen hat. All diese Vorgaben können durch eine Grünstrombörse abgebildet werden, wenn sie in der Gesetzgebung gut aufeinander abgestimmt werden.

Fazit

Wenngleich die genannten Maßnahmen gerade jetzt besonders wichtig sind, lösen sie nicht das Grundproblem der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und des daraus resultierenden Preissprungs aufgrund des Merit-Order-Prinzips. Auch wenn die Erneuerbaren durch das Merit-Order-Prinzip und die faktische Kopplung an Erdgas finanziell profitiert haben, sind die Schattenseiten dieses Designs in der aktuellen Krise umso deutlicher zu spüren. Zwar sind akute Maßnahmen zur gegenwärtigen Sicherung der Energieversorgung notwendig. Die Senkung der Preise für Strom aus fossilen Energien ist angesichts des fortschreitenden Klimawandels aber keine Lösung – und auch nicht zu erwarten, da der CO₂-Preis weiter steigen wird. Notwendig ist eine grundlegende Reform des bestehenden Designs, um eine dauerhafte Energieversorgung und den Ausbau von Erneuerbaren Energien auch ohne staatliche Förderung zu ermöglichen – beispielsweise durch eine zukunftsfeste, nachhaltige und systemintegrative Grünstrombörse. Wird jetzt mit der Reform begonnen, besteht die Chance, einen solchen Marktplatz bereits Ende 2023 zu etablieren.