Wenn Sie in der Energie­wirt­schaft arbeiten, können Sie für heute die Seite wieder schließen: Unter “Grundkurs Energie” werde ich in lockerer Reihe auf Fragen eingehen, die zum größten Teil von meinen Studenten an der Uni Bielefeld stammen, wo ich als Lehrbe­auf­tragte Jurastu­denten im Wahlschwer­punkt Umwelt­recht eine “Einführung in das Energie­recht” vermittele. Es geht also um Basics.

Wer anfängt, sich mit Energie zu beschäf­tigen, stößt schnell auf Debatten und Begriffe, die in der Tages­presse nur am Rande oder gar nicht vorkommen, die Branche aber stark beschäf­tigen. Zu diesen Themen gehört auch die künftige Ausrichtung des Strom­markts. „Kapazi­täts­markt oder Energy only“ lautet das Schlagwort. Was verbirgt sich also dahinter?

Die Ausgangslage ist eigentlich erfreulich. Der Anteil an Strom aus Erneu­er­baren Energien steigt. Das ist eine gute Nachricht fürs Klima. Doch der Ausbau hat eine nicht ebenso erfreu­liche Neben­wirkung: Die Erzeugung von Strom aus Erneu­er­baren Quellen schwankt stark, weil Sonne und Wind sich eben nicht genauso gut an- und abschalten lassen wie beispiels­weise die Gaszufuhr in einem Kraftwerk. Nun ist Strom aber nur sehr bedingt und zudem nur zu erheb­lichen Kosten speicherbar. Es müssen also ausrei­chend gut steuerbare, damit regel­mäßig fossil betriebene Kraft­werke her, die kurzfristig dann einspringen, wenn die momentane Nachfrage das Angebot an Erneu­er­baren übersteigt. Doch da für Erneu­er­baren Strom ein gesetz­licher Einspei­se­vorrang gilt, er also immer zuerst vom Netzbe­treiber abgenommen werden muss, kommen die Reser­ve­kraft­werke nur selten zum Zug.

Nun kostet ein Kraftwerk auch dann Geld, wenn es steht. Die Inves­ti­ti­ons­kosten müssen ebenso wie Perso­nal­kosten getragen werden. Es wird gewartet, es muss moder­ni­siert werden. Alle diese Kosten muss das Kraftwerk also auch wieder erwirt­schaften. Wird es aber nur für extrem geringe Mengen aufge­rufen, werden diese Reser­ve­strom­mengen nach den Gesetzen von Angebot und Nachfrage absurd teuer.

Solange diese Kraft­werke überhaupt – und sei es in einer einzigen Stunde pro Jahr – ihre Kosten und eine gewisse Marge erwirt­schaften, funktio­niert der Markt grund­sätzlich, auch wenn die Preis­spreizung natur­gemäß grotesk anmutet. Aber der Betreiber der Anlage verdient Geld, bleibt also am Netz, und die Versorgung mit Strom ist damit stets gewähr­leistet. Da dieses Markt­modell nur Strom vergütet, nennt man es „Energy only“.

Doch für den Betreiber dieser selten aufge­ru­fenen Kraft­werke ist das Risiko faktisch groß, gar nicht aufge­rufen zu werden. Außerdem werden die Erneu­er­baren Energien weiter ausgebaut, er wird also immer seltener gebraucht. Doch auch ein Kraft­werks­be­treiber lebt nicht von Luft und Liebe. Er könnte also den Kraft­werks­be­trieb einstellen (müssen), was die Versor­gungs­si­cherheit wiederum verschlechtern würde. Deswegen geistert seit einigen Jahren die Idee durch den Raum, die Vorhal­te­kosten für diese Kraft­werke nicht über die – geringen – Strom­mengen abzugelten. Sondern einen Markt für die eigent­liche Leistung dieser Kraft­werke zu vergüten, nämlich die Bereit­stellung einer gewissen Kapazität. Die Kraft­werke verkaufen dann also nicht mehr Strom, sondern – wenn man so will – die Sicherheit, dass Strom immer fließt.

Derzeit existiert ein solcher Markt nicht. Der Gesetz­geber hat sich 2016 mit dem Strom­markt­gesetz statt dessen für andere Möglich­keiten entschieden, ausrei­chend Reserven sicher­zu­stellen: Die Netzre­serve nach § 13d EnWG, die das Nord-Süd-Gefälle im Winter ausgleichen soll. Diese besteht teilweise aus Kraft­werken, die die Betreiber still­legen wollen, denen dies wegen ihrer System­re­levanz aber nicht gestattet ist, § 13b EnWG. Die (jüngst von der Kommission geneh­migte) Kapazi­täts­re­serve nach § 13e EnWG, in die nach Ausschreibung Kraft­werke überführt werden sollen, die aus dem Strom­markt ausscheiden und den Übertra­gungs­netz­be­treibern vor ihrer endgül­tigen Still­legung als Rückfall­option für Strom­flauten dienen. Die Braun­koh­le­re­serve nach § 13g EnWG, die ebenfalls auf eine endgültige Still­legung der teilneh­menden Kraft­werke abzielt. Doch obwohl die Zielrichtung dieser Maßnahmen auf vergleichbare Effekte wie der Kapazi­täts­markt abzielt, fehlt ihnen mindestens das Vermark­tungs­element auf der Basis von sich frei bildenden Preisen. Kapazi­täts­märkten im engeren Sinne erteilte der Gesetz­geber damit eine deutliche Absage.

Daran soll sich im Prinzip im künftigen Strom­markt­design bis 2030 nichts ändern. Im sogenannten Winter­paket, dessen ersten Entwurf die Europäische Kommission im November 2016 vorstellte, kommen Kapazi­täts­märkte nur in absoluten Ausnah­me­fällen und mit Auflagen vor. So sollen die Kapazi­täts­märkte gerade nicht dazu dienen, fossile Kraft­werke am Leben zu erhalten, indem ab 2025 nur solche Kraft­werke teilnehmen sollen, die pro kWh Strom nicht mehr als 550 g CO2 emittieren. Zum Vergleich: Ein braun­koh­le­be­trie­benes Kraftwerk im Konden­sa­ti­ons­be­trieb (d. h. ohne Wärme­aus­kopplung) emittiert mindestens 950 g CO2/kWh. Die Ausge­staltung dieser Regelungen ist aber noch ausge­sprochen umstritten. Erst Ende des Jahres sollen die für den künftigen europäi­schen Strom­markt über viele Jahre prägenden Regelungen stehen.

Sie haben auch eine Frage nach Grund­lagen des Energie­rechts, auf die ich in dieser Reihe eingehen könnte? Dann schreiben Sie mir.