Das EU-Strommarktdesign unter der Lupe

Die hohen Strompreise in Europa haben Forderungen nach einer kritischen Betrachtung der EU-Stromgroßhandelsmärkte ausgelöst. Daher hat die EU-Kommission an die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ACER den Auftrag erteilt, die Vor- und Nachteile der derzeitigen Strommarktgestaltung zu untersuchen und ggf. Empfehlungen auszusprechen. Die ersten Ergebnisse dazu wurden am 15. November präsentiert.

Die Ursachen für die Preisspitzen an den europäischen Stromgroßhandelsmärkten sind vielfältig: eine unerwartet starke globale Nachfrage nach Erdgas aufgrund der wirtschaftlichen Erholung nach der COVID Pandemie, niedrige Erdgasspeicherstände innerhalb der EU, unterdurchschnittliche Wasser- und Windkrafterzeugung sowie extreme Witterungsbedingungen (Hitze-/Kältewellen) und sich ändernde politische Rahmenbedingungen (Stichwort: Fit For 55, Russland).

Bei der laufenden Bewertung der hohen Energiepreise in Europa wird von ACER das Hauptaugenmerk auf die Evaluierung des bestehenden Strommarktdesigns gelegt. Beim derzeitigen Pay-as-Clear-Modell geben Bieter ihr Angebot auf Basis ihrer Grenzkosten ab. Der Merit-Order Systematik folgend, erhalten - beginnend bei den niedrigsten Grenzkosten - all jene Kraftwerke einen Zuschlag, die zur Deckung der jeweiligen Nachfrage erforderlich sind. Das Kraftwerk mit den teuersten Grenzkosten (idR thermische Kraftwerke wie Gaskraftwerke), das gerade noch einen Zuschlag erhält (i.e. das Grenzkraftwerk), definiert folglich den Börsenpreis für alle bezuschlagten Kraftwerke (uniform pricing).

Erneuerbare Erzeugungsanlagen haben Einspeisevorrang und erhalten daher jedenfalls einen Zuschlag bei der Auktion, selbst wenn sie über Fördersysteme vergütet werden. Eine hohe Stromproduktion durch erneuerbare Erzeugungstechnologien (Wind, Wasser und PV) führt folglich dazu, dass teurere Kraftwerke gemäß der Merit-Order-Systematik verdrängt werden und keinen Zuschlag erhalten. Eine vollständige Deckung der Nachfrage durch erneuerbare Energien ist gegenwärtig aufgrund ihrer Volatilität jedoch nicht bzw. nur selten gegeben. Um die Lücke zwischen Erneuerbarer Einspeisung und Stromnachfrage zu schließen, bedarf es in der Regel flexibler und jederzeit verfügbarer Anlagen wie z.B. Speicher- oder thermischer Kraftwerke. Als Alternativvariante zum oben beschriebenen Pay-as-Clear-Modell betrachtet ACER das Pay-as-Bid- oder Gebotspreismodell, bei dem die bezuschlagten Kraftwerksanbieter die explizit gebotenen Preise vergütet bekommen. Der resultierende Marktpreis ergibt sich dann durch Mittelung aller bezuschlagten Gebote. Die Abbildung unten zeigt die Marktpreisbildung der beiden Auktionsvarianten im Vergleich.

ACER wird das Assessment des europäischen Strommarktdesigns im April 2022 abschließen. Im Fokus stehen vor allem Maßnahmen, um Technologien mit niedrigen Grenzkosten i.e. erneuerbare und nukleare Energie in einem alternativen Marktdesign zu berücksichtigen. Auch die Rolle von Flexibilitäten, die aufgrund der zu erwartenden zunehmenden Volatilität am Strommarkt immer mehr Gewicht bekommen werden, wird einer genauen Betrachtung unterzogen.

Auktionierungsverfahren sind ein zentraler Bestandteil des Strommarktdesigns. Die beiden hier gegenübergestellten Varianten haben je nach Marktentwicklung und aus Sicht der jeweiligen Stakeholder ihre Vor- und Nachteile. Das Pay-as-Clear Verfahren scheint sich tendenziell besser für liquide Märkte wie dem europäischen Stromgroßhandelsmarkt zu eignen, dessen Preisgestaltung im Allgemeinen zu höherer Effizienz und niedrigeren Kosten für die Marktteilnehmern führt. Ein Übergang zu einem Pay-as-Bid Verfahren oder das Setzen einer Preisobergrenze könnte folglich den gut integrierten Europäischen Strommarkt schwächen und den Wettbewerb bei der Stromerzeugung beeinträchtigen. Aufgrund der hohen Komplexität bedarf es hier einer umsichtigen Abschätzung der potenziellen Auswirkungen. Der Ausgang des Assessments darf jedenfalls mit Spannung erwartet werden!