Energy Only Markt

Der Energy-Only-Markt überträgt das marktwirtschaftliche Prinzip von Angebot und Nachfrage auf den Strommarkt. Dies macht den Markt effizienter, baut Überkapazitäten ab und fördert Flexibilität bei der Stromerzeugung – bei Bedarfsschwankungen passt sich die Stromerzeugung dem Stromverbrauch an. 

Ein einfaches Beispiel erklärt das Prinzip: Kein Bäcker lässt sich allein für die Bereitschaft zum Brötchenbacken bezahlen - er erhält vielmehr pro Brötchen einen bestimmten Verkaufspreis, der abhängig von Angebot und Nachfrage schwankt. Um nicht auf alten Brötchen sitzen zu bleiben, passt er seine Brötchenmenge zudem der erwarteten Kundschaft an – und natürlich kann er, vorausschauend planend, bei Bedarf noch Brötchen nachbacken.

Auf dem Kapazitätsmarkt gibt es grundsätzlich die gleiche Bedarfsmenge an Brötchen – der Bäcker muss jedoch sehr viele zusätzliche Backöfen unterhalten, die er in seinem täglichen Bedarf nicht braucht. Dies verursache hohe Unterhaltskosten, zusätzlich werden Überkapazitäten geschaffen. Diese treten allerdings bisweilen auch in Energy-Only-Märkten auf, da sich diese Märkte nur theoretisch, nie aber praktisch in einem völlig freien Marktumfeld ohne marktverzerrende Subventionen bewegen können. 

Hinzu kommt: Auch, wenn Großkraftwerke flexibler und reaktionsschneller geworden sind fällt es ihnen immer noch schwer, auf die Schwankungen des tatsächlichen Bedarfs auf dem Strommarkt mit Leistungsanpassungen zu reagieren – Atomkraftwerke sind hierzu fast gar nicht in der Lage. Ist nun die Binnennachfrage gering und/oder viel Strom aus Erneuerbaren Energien im Markt, kommt es zu Anlagenabschaltungen, verstärkten Stromexporten und negativen Preisen an der Strombörse. Dieser führt dazu, dass sich der Betrieb für viele eigentlich ökologisch vorzuziehende Kraftwerksarten wie Gaskraftwerke nicht mehr lohnt.
 

Kritiker des Energy-Only-Markts sehen die ausreichende Bereitstellung von gesicherter Kapazität als problematisch an: Investoren seien für den Bau von Spitzenlastanlagen, die nur wenige Stunden im Jahr laufen und sich nur anhand der in diesen Stunden anfallenden Spitzenlastpreise amortisieren müssen, schwierig zu finden. Hinzu kommt, dass bei Kraftwerksbauten vom Beginn der Planungen bis zur betriebsbereiten Anlage durchaus zehn Jahre und mehr vergehen können – in dieser Zeit verdient die Anlage kein Geld und die Marktsituation kann sich komplett ändern. 

Hohe Strompreise sind zudem auch politisch brisant: Bei einer völlig freien Preisentfaltung auf dem Strommarkt wären Strombörsenpreise pro Megawattstunde theoretisch unbegrenzt, in der Praxis liegt die EPEX-Grenze auf dem Intradaymarkt bei 9.999 pro MWh für kurze Zeitperioden. Diese Spitzenpreise wären, auch wenn sie nur für einige Viertelstunden im Jahr aufgerufen würden, politisch und medial kaum vermittelbar. Nationale Behörden greifen zudem durchaus regulierend in die Preisentwicklung ein: So führte die deutsche Bundesnetzagentur eine Preisgrenze für die Regelenergie-Arbeitspreise von maximal 9.999 Euro pro MW am 5. Januar 2018 ein.

Die Argumentation hinsichtlich des Missing-Money-Problems ist nachvollziehbar – allerdings vor allem aus der Perspektive des alten Energiemarktes gedacht. Dieser setzt zur Sicherstellung von Spitzenlastkapazitäten auf kostenintensive Großkraftwerke mit langen Bauzeiten, die natürlich entsprechend große und langfristige Investitionen benötigen.

Leichter und schneller lassen sich hingegen Investitionen in eine dezentrale Infrastruktur zur Bereitstellung von gesicherter Kapazität aus vielen kleinen Anlagen herstellen: So ist beispielsweise ein BHKW oder Stromspeicher in wenigen Wochen geplant und errichtet und kann schnell gesicherte Leistung und Regelenergie bereitstellen. So könnten auch in einem zeitlich und finanziell tragbaren Rahmen die beschlossenen Stilllegungen von konventionellen Kraftwerken ohne Einbußen bei der Versorgungssicherheit ausgeglichen werden.

Auf dem Kapazitätsmarkt ist die Herstellung von Versorgungssicherheit einfach: Mehr Kraftwerke bauen – die Abnahme der erzeugten Kapazität wird schließlich durch das Marktdesign garantiert. Im Unterschied zum Energy-Only-Markt bestimmt hier nicht das Angebot, sondern vorrangig die Nachfrage das Marktgeschehen. Insbesondere für Großkraftwerksbetreiber ist dies reizvoll, denn schließlich werden auch Kraftwerke bezahlt, die lediglich in Stand-By stehen und nur im Bedarfsfall angefahren werden. So werden im Vergleich zu freien Spitzenlastpreisen ungleich höhere Summen für fossile Kraftwerke aufgewendet, deren Strom der Markt eigentlich nicht benötigt. Die mittel- und langfristigen ökologischen, wirtschaftlichen und klimatischen Folgekosten die Kraftwerke sind, wie beispielsweise bei Atomanlagen, nicht eingepreist.

Beim Wechsel auf die gesamteuropäische Perspektive kommt hinzu, dass eine rein nationale Betrachtung des Problems der Versorgungssicherheit die eigentlichen Chancen des gesamteuropäischen Strommarktes ungenutzt lässt. Denn in den europäischen Ländern sind die regenerativen Energieressourcen unterschiedlich verteilt und könnten sich gegenseitig ausgleichen: Norwegische Wasserkraft, Solarstrom aus Spanien und Italien, Gezeitenkraftwerke aus den Niederlanden und Biogas und Windstrom aus Deutschland trügen so zur Stabilität des europäischen Stromnetzes bei. 

Diese setzt allerdings erhebliche Ausbauten des europäischen Verbundnetzes zum Abbau der Handelshemmnisse voraus, beispielsweise durch massive Ausbauten der Kapazitäten der Grenzkuppelstellen. Dass diese heute nicht ausreichen, wurde in der 2017 beschlossenen Entscheidung zur Trennung der gemeinsamen deutsch-österreichischen Strompreiszone zum 1. Oktober 2018 deutlich. So führt die immer engmaschigere Vernetzung der physikalischen Energieflüsse in Europa zu einem paradoxen Problem: Gerade weil immer mehr Strom Grenzen nicht über die Landesgrenzen kommt, wird der europäische Energiemarkt ohne eine ganzheitliche europäische Strommarktkonzeption immer weiter auseinandergerissen. 
 

Auf dem Energy-Only-Markt ist die Herstellung der Versorgungssicherheit vielschichtiger – aber auch deutlich effizienter: Hier regeln Angebot und Nachfrage den Preis an der Strombörse und damit den Einsatz von Stromerzeugern und zunehmend auch Stromverbrauchern. 

Treten über das übliche Maß hinausgehende Versorgungsengpässe am Markt auf, steigt der Strompreis an der Strombörse an. Nach und nach werden nun Kraftwerke, abhängig von ihren Grenzkosten nach dem Merit-Order-Prinzip, zum Ausgleich der Versorgungsengpässe zugeschaltet. Zuletzt gehen Spitzenlastkraftwerke wie Gas-, Öl- und Pumpspeicherkraftwerke ans Netz, die dann zu sehr hohen Preisen ihre nun dringend benötigten Megawattstunden verkaufen.