{"id":24726,"date":"2025-10-10T07:36:39","date_gmt":"2025-10-10T05:36:39","guid":{"rendered":"https:\/\/cubeconcepts.de\/?p=24726"},"modified":"2026-03-11T09:56:57","modified_gmt":"2026-03-11T08:56:57","slug":"zerreissprobe-strommarktdesign-der-435-milliarden-euro-streit","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/cubeconcepts.de\/cz\/zerreissprobe-strommarktdesign-der-435-milliarden-euro-streit\/","title":{"rendered":"Zerrei\u00dfprobe Strommarktdesign: Der 435\u202fMilliarden\u202fEuro Streit"},"content":{"rendered":"

Eine hei\u00dfe Diskussion unter Energieexperten zeichnet sich nach der Ver\u00f6ffentlichung des Monitoringberichtes<\/a> durch Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche ab. Thema: Das k\u00fcnftige Strommarktdesign<\/strong>. Der bisher in Deutschland vorherrschende Energy-Only-Markt (EOM)<\/strong> soll sich wandeln. Dabei erfolgt die Preisbildung im Gro\u00dfhandelsmarkt durch das Merit-Order-Prinzip. Die g\u00fcnstigsten Kraftwerke (meist EE-Kraftwerke) werden zuerst eingesetzt und den Marktpreis bestimmt das teuerste geforderte Kraftwerk. Dieses Modell ist in den meisten EU-L\u00e4ndern vorherrschend, obwohl es bei der Integration der zunehmenden Anzahl von EE-Kraftwerken an seine Grenzen st\u00f6\u00dft.<\/p>\n\n\n\n

Bis zu 435 Milliarden Euro Mehrbelastung<\/h2>\n\n\n\n

Um die Versorgungssicherheit zu gew\u00e4hrleisten, plant das Bundesministerium f\u00fcr Wirtschaft und Energie (BMWE) nun mit zus\u00e4tzlichen Gaskraftwerken. Diese sollen durch neue Kapazit\u00e4tsmechanismen am deutschen Strommarkt<\/a> finanziert werden. Ein zentraler Kapacitn\u00ed trh<\/a> mit einem Aufschlag von gerade einmal 2 Cent\/kWh<\/strong> f\u00fcr den Endverbraucher solle hierzu bereits ausreichen, so die Bundeswirtschaftsministerin. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) schl\u00e4gt jedoch jetzt Alarm. Er rechnet mit einer Mehrbelastung<\/strong> z bis zu 435 Milliarden<\/strong> Euro<\/strong> \u00fcber 20 Jahre f\u00fcr Verbraucher und Industrie und warnt vor Fehlanreizen. Eine bessere Alternative sei die sog. Absicherungspflicht<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Welches Strommarktdesign eignet sich f\u00fcr Deutschland?<\/h2>\n\n\n\n

Die hohen Kosten f\u00fcr einen zentralen Kapazit\u00e4tsmarkt, die nun im Raum stehen, befeuern den aktuellen Diskurs zum k\u00fcnftigen Strommarktdesign noch zus\u00e4tzlich. Dabei liegen die verschiedenen Alternativmodelle zu einem EOM schon lange vor und werden bereits seit l\u00e4ngerer Zeit in Fachkreisen diskutiert. Wie so oft, scheint eine Kombination aus Absicherungspflicht und Kapazit\u00e4tsmarkt mit intelligenten Ma\u00dfnahmen die L\u00f6sung f\u00fcr ein k\u00fcnftiges Strommarktdesign Deutschlands zu sein. Grund genug, um die Ans\u00e4tze mit ihren Vor- und Nachteilen einmal genauer zu betrachten.<\/p>\n\n\n\n

Reservenbildung als Schl\u00fcssel zur Energiewende<\/h2>\n\n\n\n

Sowohl die Absicherungspflicht sowie ein Kapazit\u00e4tsmarkt sollen die volatile Stromerzeugung der EE-Quellen abfedern und die Stromversorgung w\u00e4hrend einer Tmav\u00e9 obdob\u00ed<\/a> sichern. Dabei unterscheidet sich bereits die Definition dieser Reserve in beiden Strommarktdesigns.<\/p>\n\n\n\n

Jeden Kapazit\u00e4tsreserve<\/strong> (KapRes), wie sie das Kapazit\u00e4tsmarktmodell vorsieht, ist eine vom Strommarkt getrennte<\/strong> strategische Reserve. Sie soll die Stromversorgung in sehr seltenen, au\u00dfergew\u00f6hnlichen und nicht vorhersehbaren Situationen sichern, wenn der normale Strommarkt die Nachfrage nicht decken kann. Kraftwerke in dieser Reserve werden au\u00dferhalb des Energiemarktes vorgehalten und kommen nur in definierten Ausnahmesituationen zum Einsatz, die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) festgelegt werden. Sie erhalten eine j\u00e4hrliche Verg\u00fctung f\u00fcr die reine Vorhaltung der Kapazit\u00e4t.<\/p>\n\n\n\n

Na str\u00e1nk\u00e1ch Versorgungssicherheitsreserve<\/strong> (VSR) gem\u00e4\u00df dem Absicherungspflicht-Modell ist aktiver Marktteilnehmer<\/strong>. Im Gegensatz zu einem zentralen Kapazit\u00e4tsmarkt soll sie den Strommarkt weniger verzerren und Investitionen in Flexibilit\u00e4tstechnologien (wie Velkokapacitn\u00ed bateriov\u00e9 \u00falo\u017ei\u0161t\u011b<\/a> oder Lastmanagement\/flexible Nachfrage) st\u00e4rker f\u00f6rdern. Dazu wird die Reserve nur bei hohen Strommarktpreisen aktiviert und gl\u00e4ttet auf diese Weise die Preisspitzen. Sie ist schneller und flexibler und deckelt die Preise weniger stark.<\/p>\n\n\n\n

Kapazit\u00e4tsmarkt-Elemente im Strommarktdesign<\/h2>\n\n\n\n

In Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkten erhalten Betreiber von Kraftwerken oder Speichern nicht nur eine Verg\u00fctung f\u00fcr den tats\u00e4chlich erzeugten Strom, sondern zus\u00e4tzlich eine Zahlung f\u00fcr die blo\u00dfe Bereitstellung gesicherter Leistung. Ziel ist es, Investitionen in Reservekapazit\u00e4ten zu erm\u00f6glichen und Engp\u00e4sse im Stromnetz zu vermeiden. Je nach Ausgestaltung kann ein Kapazit\u00e4tsmarkt zentral <\/strong>nebo dezentral <\/strong>organisiert sein. In einem zentralen Modell \u2013 wie es aktuell diskutiert wird \u2013 schreibt eine zentrale Beh\u00f6rde regelm\u00e4\u00dfig ben\u00f6tigte Kapazit\u00e4ten aus. Betreiber bieten ihre Leistungen an und der Zuschlag erfolgt nach Kosten.<\/p>\n\n\n\n

Kritiker sehen darin jedoch erhebliche Nachteile. Zum einen drohen Fehlanreize, wenn auch unrentable<\/strong> nebo klimasch\u00e4dliche Anlagen<\/strong> k\u00fcnstlich am Markt gehalten werden. Zum anderen entsteht durch die zus\u00e4tzlichen Kapazit\u00e4tszahlungen ein erheblicher Kostenblock<\/strong>, der \u00fcber Netzentgelte oder Strompreise auf alle Verbraucher und die Industrie umgelegt wird. Mehrere Studien zeigen, dass dies \u2013 je nach Modell \u2013 zu erheblichen Mehrbelastungen f\u00fchren kann.<\/p>\n\n\n\n

Bef\u00fcrworter argumentieren hingegen, dass nur ein expliziter Kapazit\u00e4tsmechanismus langfristig Versorgungssicherheit garantiert, insbesondere wenn \u00e4ltere Kraftwerke stillgelegt und wetterabh\u00e4ngige Energien weiter ausgebaut werden. Internationale Beispiele \u2013 etwa aus Frankreich oder Gro\u00dfbritannien \u2013 zeigen, dass Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte Versorgungsl\u00fccken vorbeugen k\u00f6nnen, allerdings um den Preis einer h\u00f6heren Marktkomplexit\u00e4t<\/strong> a administrativen Steuerung<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Die Absicherungspflicht als Alternative<\/h2>\n\n\n\n

Das Grundprinzip dieses Strommarktdesigns lautet: Wer Strom anbietet, muss sicherstellen, dass dieser auch dann verf\u00fcgbar ist, wenn Sonne und Wind nicht ausreichen. Anbieter m\u00fcssen also garantieren, dass jedem gelieferten MWh rechnerisch bereits eine tats\u00e4chliche Erzeugungskapazit\u00e4t mit einem festen Vertrag zugeordnet ist \u2013 und zwar weit im Voraus und f\u00fcr jede Viertelstunde des Jahres, bevor sie Strom \u00fcberhaupt handeln k\u00f6nnen. Der Anreiz zur Beschaffung von gesicherter Leistung entsteht somit dezentral<\/strong> prost\u0159ednictv\u00edm Marktteilnehmer<\/strong> selbst \u2013 nicht durch staatliche Ausschreibungen. Fehlende Absicherung oder Nichterf\u00fcllung der Verpflichtungen w\u00fcrde mit Ausgleichszahlungen oder Sanktionen belegt, was die Akteure zu einer realistischen Bewertung ihrer Versorgungssicherheit zwingt.<\/p>\n\n\n\n

Viele Experten bevorzugen die Aspekte, die eine Absicherungspflicht mit sich bringt. Sie sehen darin einen effizienteren Weg, Versorgungssicherheit zu gew\u00e4hrleisten. Ohne hohe Fixkosten<\/strong> f\u00fcr Reservekapazit\u00e4ten bleibt der Sout\u011b\u017e<\/strong> zwischen unterschiedlichen Technologien bestehen \u2013 von flexiblen Gaskraftwerken \u00fcber Batteriegro\u00dfspeicher bis hin zu Lastmanagement-Systemen in der Industrie. Dies f\u00f6rdert gezielte, effiziente und innovative Investitionen ohne planwirtschaftliche Mengen- oder Technologievorgaben.<\/p>\n\n\n\n

Gleichzeitig belohnt die Absicherungspflicht Flexibilita<\/strong> und belebt den Markt f\u00fcr \u0158\u00edzen\u00ed energie<\/a>. Speicherbetreiber, Anbieter von Demand-Side-Management oder Betreiber regelbarer KWK-Anlagen k\u00f6nnen ihre Kapazit\u00e4ten an Energieversorger ver\u00e4u\u00dfern, die ihren Verpflichtungen nachkommen m\u00fcssen.<\/p>\n\n\n\n

Insgesamt ist der B\u00fcrokratieaufwand \u00fcberschaubar, es entstehen keine fixen Kosten und Innovationen werden gef\u00f6rdert. Etwaige Subventionen, die gegen das EU-Recht versto\u00dfen k\u00f6nnten, werden zudem umgangen. Im Gegenteil: Die Absicherungspflicht (\u201eHedging Obligation\u201c) ist in der aktuellen Strombinnenmarktrichtlinie der EU (Art. 18a, 2024) als Pflicht f\u00fcr die Mitgliedstaaten angelegt und muss bis sp\u00e4testens 2027 konkret umgesetzt werden.<\/p>\n\n\n\n

Hybride Ans\u00e4tze und m\u00f6gliche Kombinationen<\/h2>\n\n\n\n

In der aktuellen Diskussion zum Strommarktdesign zeigt sich zunehmend, dass Kapazit\u00e4tsmarkt-Elemente in Deutschland zu hohen Kosten und geringer Markttransparenz f\u00fchren werden. Daher gewinnen hybride Modelle<\/strong> an Bedeutung. Sie kombinieren Elemente beider Ans\u00e4tze, um Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Klimaziele in Einklang zu bringen.<\/p>\n\n\n\n

Gezielte regionale Kapazit\u00e4tsmechanismen<\/strong> f\u00fcr Gebiete mit Netzengp\u00e4ssen k\u00f6nnten neue Gaskraftwerke, Speicher oder flexible Verbraucher dort f\u00f6rdern, wo sie systemisch am meisten bewirken. Auch zeitlich begrenzte Kapazit\u00e4tsauktionen \u2013 etwa zur \u00dcberbr\u00fcckung von Phasen mit geringer Versorgungssicherheit \u2013 sind als \u00dcbergangsl\u00f6sung durchaus denkbar. Elemente der Absicherungspflicht sind aber in einem zukunftsf\u00e4higen Strommarktdesign unverzichtbar.<\/p>\n\n\n\n

Entscheidend f\u00fcr den Erfolg eines hybriden Modells ist die Einbindung von Flexibilit\u00e4tsoptionen. Moderne Batteriespeicher, W\u00e4rmespeicher und flexible industrielle Lasten k\u00f6nnen kurzfristig auf Marktpreise reagieren und Systemdienlichkeit erbringen. Werden sie in Absicherungspflicht ber\u00fccksichtigt, sinkt der Bedarf an teuren Reservekraftwerken<\/strong> erheblich.<\/p>\n\n\n\n

Damit r\u00fcckt auch die Rolle der Industrie st\u00e4rker in den Fokus: Unternehmen, die \u00fcber steuerbare Lasten, Speicher oder Eigenstromerzeugung verf\u00fcgen, k\u00f6nnten k\u00fcnftig nicht nur Stromverbraucher, sondern auch Anbieter von Versorgungssicherheit werden. Das Strommarktdesign der Zukunft muss diese Potenziale ber\u00fccksichtigen und marktorientierte Rahmenbedingungen schaffen, die Innovation und Wettbewerb f\u00f6rdern \u2013 statt sie durch starre Strukturen zu bremsen.<\/p>\n\n\n\n

Auswirkungen des Strommarktdesigns auf Industrie & Energieprojekte<\/h2>\n\n\n\n

Die Diskussionen zum k\u00fcnftigen Strommarktdesign bleibt nicht auf politischer oder systemischer Ebene stehen \u2013 sie betrifft unmittelbar die Industrie, Energieversorger und Projektentwickler. F\u00fcr Unternehmen, die bisher nicht in Eigenversorgung oder Speicherl\u00f6sungen investieren, wird die Ausgestaltung des k\u00fcnftigen Strommarktdesigns erhebliche wirtschaftliche Konsequenzen<\/strong> haben.<\/p>\n\n\n\n

Ein zentraler Kapazit\u00e4tsmarkt, wie von Katharina Reiche vorgeschlagen, erh\u00f6ht die Strompreise pauschal f\u00fcr alle Verbraucher. Gerade f\u00fcr energieintensive Betriebe bedeutet das steigende Beschaffungskosten<\/strong> und damit sinkende Wettbewerbsf\u00e4higkeit<\/strong>. Genau dies sollte eigentlich vermieden werden. Unternehmen mit eigener gesicherter Leistung \u2013 etwa durch KWK-Anlagen oder Speichern – k\u00f6nnen diesem Szenario gelassener entgegen schauen.<\/p>\n\n\n\n

Im Gegensatz dazu entstehen bei einer Absicherungspflicht neue Rollen und Chancen f\u00fcr Marktteilnehmer, die bisher kaum erschlossen sind. Unternehmen, die bereits flexible Anlagen oder Speichersysteme nutzen, k\u00f6nnen aktiv am Stromhandel teilnehmen, Regelenergie vermarkten oder netzdienliche Dienste anbieten. Der Marktmechanismus belohnt dabei Innovationen und neue Technologien gleicherma\u00dfen.<\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr Projektentwickler und Investoren ergeben sich neue Anforderungen an die Planung: K\u00fcnftig d\u00fcrfte die Bewertung von Projekten nicht mehr allein auf die Stromproduktion, sondern auch auf den Beitrag zur Versorgungssicherheit abzielen. Anlagen, die flexibel, steuerbar und netzdienlich agieren k\u00f6nnen, gewinnen an Wert.<\/p>\n\n\n\n

Fazit – Die Weichen f\u00fcr das Strommarktdesign m\u00fcssen jetzt gestellt werden<\/h2>\n\n\n\n

Die Debatte um das k\u00fcnftige Strommarktdesign zeigt, dass es keine einfache Antwort auf die Frage nach Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz gibt. W\u00e4hrend zentrale Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte auf planbare Reservekraftwerke setzen, drohen hohe Fixkosten, Fehlanreize und steigende Strompreise. Die Absicherungspflicht hingegen f\u00f6rdert marktorientierte Investitionen in Flexibilit\u00e4tstechnologien, vermeidet unn\u00f6tige B\u00fcrokratie und ist bereits europarechtlich verankert. Hybride Modelle bieten die Chance, beide Ans\u00e4tze gezielt zu kombinieren und regionale sowie technologische Besonderheiten zu ber\u00fccksichtigen. Entscheidend wird sein, Rahmenbedingungen zu schaffen, die Innovation, Wettbewerb und Systemstabilit\u00e4t gleicherma\u00dfen st\u00e4rken \u2013 denn nur so kann Deutschland ein zukunftsf\u00e4higes, klimafreundliches und bezahlbares Strommarktdesign etablieren.<\/p>\n\n\n\n

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Zp\u011bt na p\u0159ehled<\/a><\/div>\n<\/div>\n\n\n\n

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