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Dieser Artikel ist Teil des Schwerpunkts «Öffnung des Strommarktes»

Strommarktdesign: Die Politik bestimmt die Richtung

Zunehmender Wettbewerb und ein steigender Anteil erneuerbarer Energien verändern den europäischen Strommarkt fundamental. Wie der Markt in Zukunft ökonomisch gestaltet ist, kommt in erster Linie auf die politischen Ziele an.

Der Strommarkt der Zukunft besteht aus unzähligen Kleinkraftwerken. Solarhäuser im deutschen Freiburg. (Bild: Keystone)

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Die grundlegende Frage, wie der Strommarkt der Zukunft ausgestaltet sein müsste, ist zwar ein fundamentales Element des angestrebten Wandels unserer Energieversorgung, steht im politischen Diskurs aber meist hinter als drängender wahrgenommenen Fragestellungen wie dem Kohleausstieg in Deutschland oder der Wasserzinsthematik in der Schweiz zurück. Das vom Bund unterstützte Competence Center for Research in Energy, Society and Transition hat sich in einem White Paper daher dieser grundlegenden Frage gewidmet und die wichtigsten Herausforderungen identifiziert, welche ein zukünftiges Strommarktdesign beherrschen muss. Dabei sind insbesondere eine stärker wettbewerbliche Marktgestaltung und das Verhältnis von Angebots- und Nachfrageseite von zentraler Bedeutung. Je nach Prioritäten sind unterschiedliche Designoptionen denkbar. Für die Entwicklung eines optimalen Marktdesigns ist es daher notwendig, dass Politik und Gesellschaft die Anforderungen, welche unser zukünftiges Stromsystem erfüllen muss, klar benennen.

Im 20. Jahrhundert waren die Stromsysteme der meisten europäischen Länder durch lokale Monopole geprägt. Dieses regulierte System gewährleistete eine Absicherung der Investitionen – und ermöglichte es, Kapazitätsreserven zu refinanzieren. Mit der stufenweisen Öffnung der Märkte Ende der Neunzigerjahre – beziehungsweise der Teilöffnung in der Schweiz im Jahr 2009 – hat sich für Energieversorger das Systemumfeld grundlegend verändert. Die im regulierten Monopol garantierte Kostendeckung ist durch eine stärker risikobehaftete Marktrefinanzierung abgelöst worden. Daneben haben der Ausbau erneuerbarer Energien und umweltpolitische Massnahmen das Stromsystem deutlich verändert. Nur der Netzbereich bleibt weiterhin reguliert.

Was bedeuten diese Trends für ein langfristiges Marktdesign[1]? Die wichtigsten zu berücksichtigen Einflussfaktoren sind der zunehmende Wettbewerb und der zunehmende Anteil erneuerbarer Energien. Die Stromproduktion erneuerbarer Energien – insbesondere Windturbinen und Fotovoltaikanlagen – ist vornehmlich durch Investitionskosten (Fixkosten) geprägt. Betriebskosten (variable Kosten) spielen entsprechend eine eher untergeordnete Rolle. Somit gilt der Grundsatz: Immer wenn der Wind weht oder die Sonne scheint, produzieren die neuen Kraftwerke Strom. Der hohe Anteil an volatilen erneuerbaren Energien erfordert dabei den verstärkten Einsatz von Speichern, Back-up-Kraftwerken oder hinreichend flexiblen Verbrauchern, um Schwankungen auszugleichen. Schliesslich ist wegen der relativ kleinen Grösse erneuerbarer Anlagen mit einem höheren Anteil dezentraler Erzeugung zu rechnen. Aufgrund dieser Dezentralisierung wird der Strommarkt die Investitions- und Einsatzentscheidungen von deutlich mehr und deutlich heterogeneren Akteuren koordinieren müssen.

Die zunehmende Bedeutung von Windturbinen und Fotovoltaikanlagen ist eine Herausforderung für das Marktdesign: Die Angebotskurve ist bei ausreichender Verfügbarkeit von Strom aus Sonne und Wind die meiste Zeit über flach. Das heisst, der Strompreis bleibt in einem von Angebot und Nachfrage geprägten Markt in solchen Situationen tendenziell tief.[2] Kurzfristige Preissignale werden daher weniger durch unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerkstypen determiniert als vielmehr durch die Verfügbarkeit von Wind und Sonne. Die flache Angebotskurve hat Auswirkungen auf die Amortisation von Investitionen: Die zur Deckung der Fixkosten erzielbaren Beiträge (Deckungsbeiträge) sind bei hoher Einspeisung variabler erneuerbarer Energien tiefer. Höhere Umsätze können vornehmlich noch zu Zeiten erzielt werden, in denen andere Technologien wie beispielsweise Speicher- oder Back-up-Kraftwerke den Preis setzen. Also zum Beispiel in den Morgen- und Abendstunden oder an windstillen Tagen. Wann immer hingegen in Europa ein Überangebot an Sonne oder Wind besteht, werden die Strompreise tief sein.

Nachfrage wird elastisch

Die stärkere Wetterabhängigkeit der Erzeugung und die damit verbundene veränderte Dynamik bei den Deckungsbeiträgen bewirken, dass langfristig ein Paradigmenwechsel im Stromsystem zu erwarten ist. Bislang wird die Produktion einem als kaum beeinflussbar angesehenen Nachfrageverlauf nachgeführt («generation follows demand»). Ökonomisch spricht man von einer unelastischen Nachfrage. Die dafür notwendigen hohen Produktionskapazitäten konnten in einem regulierten Monopol refinanziert werden. Auf einem wettbewerblichen Energy-only-Markt wird dies nicht im gleichen Ausmass gelingen, da ein Überangebot zu niedrigen Preisen und damit geringeren Investitionsanreizen führt. Die aktuell noch vorhandenen Überkapazitäten aus regulierten Zeiten werden ohne Markteingriffe langfristig zurückgehen.

Entsprechend wird das Stromsystem zu einem neuen Paradigma wechseln, bei dem die Nachfrageelastizität eine hohe Bedeutung erhält, um durch temporäre Reduktionen des Konsums einen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage in Knappheitssituationen zu erzielen. Sprich: In einem elastischen Markt wird bei einem höheren Preis weniger Strom nachgefragt und umgekehrt. Mit der erwarteten Zunahme erneuerbarer Erzeugung sollten daher solche Preisdynamiken dazu führen, dass sich die Nachfrage an die jeweils aktuelle (wettergetriebene) Produktion anpasst («load follows generation»).

Ist dies nicht gewünscht, muss das Marktdesign verändert werden. So könnte, statt vorrangig die Einheit Energie (Kilowattstunden) zu vergüten, die potenzielle Bereitstellung von Energie (Produktionskapazität bzw. der Service «Verfügbarkeit von Energie») in das Marktdesign integriert werden. Viele Länder experimentieren bereits mit entsprechenden Ansätzen. Eine effiziente, marktnahe Lösung wurde dabei aber noch nicht gefunden.

Das System stabil halten

Aufgrund der physikalischen Eigenschaften von Strom müssen Erzeugung und Nachfrage stets ausgeglichen sein. Stromsysteme mussten schon immer die auftretenden Schwankungen und Abweichungen ausgleichen, um das System stabil zu halten. Kurzfristig – also im Sekunden- und Minutentakt – können Schwankungen auftreten, wenn Last und Erzeugung ungeplant ändern – dies ist beispielsweise der Fall, wenn sich die Prognosen der Einspeisung von Wind- und Fotovoltaikanlagen als falsch erweisen. Demgegenüber sind mittelfristige Schwankungen, die im tages- und jahreszeitlichen Verlauf auftreten, meist planbar. Darüber hinaus gibt es langfristige nicht planbare Unsicherheiten, wie seltene Nachfragespitzen oder Ausfallereignisse. Der Wandel hin zu erneuerbaren Energien verändert dabei diese grundlegende Problematik nicht, wirkt sich aber auf die Ausprägung und die relevanten Kenngrössen aus.

Das Problem kurzfristiger Volatilität wird heute über Regelenergiemärkte gelöst, wo die Anbieter für das Bereitstellen von Ausgleichsenergie entschädigt werden. Dieses Konzept dürfte auch in Zukunft geeignet sein, kurzfristige Schwankungen auszugleichen. Für die mittelfristige Volatilität ist wie oben beschrieben die Ausgestaltung des Energiemarktes entscheidend, um zum Beispiel über ausreichend hohe Preisunterschiede Investitionen in Speicher zu fördern oder Anreize zur Lastverschiebung zu setzen. Damit vorhandene technische Lösungen effizient eingesetzt werden, muss der Markt in Zukunft aber für grössere Kundengruppen als bisher Preissignale setzen, die reale Knappheiten widerspiegeln.

Die langfristige Volatilität wurde bislang durch Vorschriften für die monopolistischen Versorger geregelt, wobei die Kosten auf die Endkunden überwälzt wurden. In einem Marktumfeld ist dies so nicht mehr umsetzbar. Daher müssen entweder ausreichend Investitionsanreize auf Erzeugungsseite gesetzt oder in Flexibilität auf der Nachfrageseite investiert werden – sprich, die Nachfrageelastizität muss durch Lastverschiebung oder Nachfragereduktion erreicht werden.

Hunderttausende Kleinkraftwerke

Die Grenze zwischen Angebot und Nachfrage wird durch die zunehmende Bedeutung dezentraler Erzeugung und das damit verbundene Aufkommen sogenannter Prosumer (gleichzeitige Produzenten und Konsumenten, zum Beispiel Haushalte mit Fotovoltaikanlagen) im zukünftigen Strommarkt verschwimmen. Es ist daher anzunehmen, dass im zukünftigen Stromsystem nicht nur wenige Hundert grössere Kraftwerke, sondern zusätzlich mehrere Hunderttausend kleinere Einheiten interagieren.

Bislang sind diese Akteure auf weitgehend getrennten Märkten aktiv und sind dementsprechend unterschiedlichen Preissignalen ausgesetzt. So sind etwa Endkundenpreise nur auf Jahresebene variabel, und auch die Tag/Nacht-Tarife werden für jeweils ein Jahr fixiert. Daraus ergeben sich andere Anreize für Investitionen und die Nutzung von Flexibilitäten als bei den stündlich variierenden Grosshandelspreisen.

Das Marktdesign muss sich entsprechend anpassen. So gilt es optimale Anreize für Investitionen und Einsatz sowohl auf Grosshandels- als auch auf Endkundenseite bereitzustellen. Gleichzeitig muss die Koordination zwischen den verschiedenen Akteuren sichergestellt werden, wobei die Netztarife und das Zusammenspiel zwischen den regulierten und den wettbewerblichen Bestandteilen des Stromsystems eine höhere Bedeutung für das Marktdesign erhalten. Dadurch wird den volatileren Bedingungen auch auf der Netzkostenebene Rechnung getragen.

Welche Zukunft soll es sein?

Die zunehmende Zahl von Akteuren dürfte einen stärker wettbewerblichen Markt unumgänglich machen. Anders können die Entscheidungen der vielen, heterogenen Akteure kaum effizient koordiniert werden.

Bei der Gestaltung des künftigen Strommarktes sind verschiedene Optionen denkbar. Zentral ist der Entscheid, ob das bisherige Paradigma «generation follows load» beibehalten werden soll oder ob ein Wechsel zu «load follows generation» akzeptiert wird. Im letzteren Fall kann das Design eines Energy-only-Markts mit leichten Anpassungen beibehalten werden. Im ersteren Fall ist langfristig ein grundlegendes Neudesign des Strommarktes erforderlich. Letztlich entspricht diese Entscheidung der Frage, welches «Gut» Strom eigentlich darstellt: Ist es ein Service (Verfügbarkeit von Energie) oder ein Konsumgut (Energie)?

In beiden Fällen dürfte eine stärkere Einbindung der Verbraucher unumgänglich sein, um Nachfrageflexibilität in einem ökonomisch sinnvollen Ausmass zu nutzen und gesamtwirtschaftlich sinnvolle Investitionen in dezentrale Erzeugungs- und Speicheranlagen zu erreichen. Es ist daher wichtig, dass der Markt für grössere Kundengruppen als bisher Preissignale setzt, welche die Knappheit von Strom zeitnah widerspiegeln.

Schliesslich muss geklärt werden, was unter «Versorgungssicherheit» zu verstehen ist. Sollen Kunden wie bisher zu einem vorab vereinbarten Preis (nahezu) beliebige Mengen an Strom beziehen zu können? Oder ist darunter die Sicherheit zu verstehen, Strom beziehen zu können, wenn ich bereit bin, den aktuellen Preis zu bezahlen? Dabei müssen die Politik und die Gesellschaft definieren, ob die Versorgungssicherheit auch durch Importe erreicht werden kann oder ob eine stärker nationale Produktion angestrebt wird.

Technisch und ökonomisch sind viele Optionen möglich. Da jede Option ein anderes Marktdesign erfordert, ist es wichtig, zunächst politisch eine Variante auszuwählen. In der Schweiz, wo sich die Revision des neuen Stromversorgungsgesetzes in der Vernehmlassung befindet, ist der Zeitpunkt für diese Grundsatzdebatte günstig.[3] In einem zweiten Schritt kann das dafür notwendige Marktdesign entwickelt werden.

  1. Der Beitrag basiert auf Weigt et. al. (2018): Strommarktdesign: In welche Richtung soll es gehen?, Competence Center for Research in Energy, Society and Transition, White Paper 5, Juni; aktuelle Forschungsergebnisse sind unter www.sccer-crest.ch abrufbar[]
  2. Siehe Weigt et al. (2018), Grafiken S. 7. []
  3. Bundesrat (2018). Bundesrat startet Vernehmlassung zur Revision des Stromversorgungsgesetzes, Medienmitteilung vom 17. Oktober 2018[]

Professor für Energieökonomie, Universität Basel

Professor für Energieökonomie, Universität Basel