Zum anderen die Senkung der Energiepreise um der Industrieverlagerung vorzubeugen: darunter fällt kurzfristig die Anpassung der Markstabilitätsreserve (MSR) im EU-ETS, die eine Dämpfung der EUA-Preise ermöglicht, indem keine überschüssigen Zertifikate mehr aus dem Markt genommen werden und verfallen. Hinzu kommen die von der Industrie gesetzten Themen linearer Reduktionsfaktor, kostenlose Zuteilung und CBAM, bei denen aber jetzt schon zwei Jahre Verhandlungen eingepreist werden. Interessanter ist aber die Aufforderung an die Kommission, alle Komponenten der Groß- und Einzelhandelspreise für Strom zu prüfen. Und da wird es spannend, ob ein Durchbruch gelingen könnte.
Stromsektor gegen grundlegende Reformen
Bereits im Vorfeld verteidigt der Stromsektor das Marktdesign aus Merit Order bzw. Pay-as-Clear (PAC) und warnt davor, das EU-ETS oder das Marktdesign grundlegend zu ändern. Beides wurde, wie in unserem letzten Briefing geschildert, besonders von Italien und osteuropäischen Staaten infrage gestellt. Aber mit Ausbruch des Iran-Konfliktes wurden die Schwächen der Merit Order wieder deutlich sichtbar. Sowohl der stark gestiegene Gaspreis als auch der immer noch auf hohem Niveau befindliche EUA-Preis verteuern den Strom in Zeiten knapper EE-Einspeisung zu Lasten der Stromverbraucher deutlich. Dazu sind beide Systeme in ihrem Geflecht aus Bürokratie, Nachsteuerung und ausufernder Komplexität gefangen.
Von der überholten Merit Order zum ehrlichen Pay-as-Bid-Markt
Kann es ein Strommarktdesign geben, das nicht nur gerecht und zukunftsfest ist, sondern auch die gegensätzlichen Interessen unter einen Hut bringt? Der Wechsel von der Merit Order zum Pay-as-Bid-Markt würde helfen, viele Knoten zu lösen und das System zukunftstauglich zu machen. Um allen Beteiligten Zeit für die Umstellung zu geben und zusätzlich die EU-ETS- und Netzentgeltreform zu berücksichtigen bzw. zu harmonisieren, wäre der 1. Januar 2029 der ideale Zeitpunkt für die Umsetzung.
1. Ausgangslage und Problemstellung
Das aktuelle europäische Strommarktdesign auf Basis der Merit Order wurde für eine fossile Welt konzipiert. In der heutigen Realität mit einem wachsenden Anteil an Erneuerbaren Energien (EE) führt es zu drei massiven strukturellen Problemen:
- Die „fossile Geiselhaft“: Das teuerste Kraftwerk (meist Erdgas) setzt den Preis für den gesamten Markt. Dadurch zahlen die Verbraucher den hohen Preis der fossilen Erzeugung.
- Der CO2-Multiplikator: Da der EU-ETS-Zertifikatspreis (EUA) die Grenzkosten von Gaskraftwerken erhöht, infiziert er über die Merit Order auch den CO2-freien EE-Strom. Dies macht Reparaturinstrumente wie die Strompreiskompensation (SPK) oder den Industriestrompreis (ISP) nötig.
- PPA-Apathie der Industrie: Aufgrund unklarer Entwicklungen, sinkender Marktwerte und unkalkulierbarer Bilanzkreise scheuen Industriebetriebe langfristige EE-Abnahmeverträge.
2. Der Kern des neuen Designs: Pay-as-Bid (PaB)
Ab dem 1. Januar 2029 wird der Day-Ahead-Handel auf das Pay-as-Bid-Verfahren (PaB) umgestellt. Jeder Bieter erhält genau den Preis, den er für seine Leistung fordert.
- Preis-Isolation: Der Preis für Wind- und Solarstrom wird von den Grenzkosten der Gaskraftwerke entkoppelt. Ein Windpark bietet zu seinen Gestehungskosten und erhält diese – er wird nicht mehr künstlich durch EUA- und Gaspreise nach oben gezogen.
- Wettbewerbsdisziplin: Bieter tragen im PaB ein echtes „Mengenrisiko“. Wer zu hoch pokert, um Zufallsgewinne einzustreichen, wird nicht bezuschlagt. Das zwingt die Akteure in einem volatilen Markt zu ehrlichen und kostennahen Geboten.
3. Die „Zwei-Säulen“ der Investitions-Absicherung
Damit Erzeuger (EE) und Backup-Kapazitäten (Gas/H2) bankfähig bleiben, tritt der Staat als zentraler Garant auf, ohne den Marktpreis zu verzerren:
Säule A: Erneuerbare Energien zum ehrlichen Preis
- Staatliche Contracts for Difference (CfDs): Neue EE-Anlagen werden über staatliche Differenzverträge abgesichert, die ihre Vollkosten decken.
- Zentrale Vermarktung: Dieser Strom wird über einen staatlichen Pool im PaB-Verfahren an der Börse angeboten. Da der Staat keine spekulativen Gewinne anstrebt, wirkt dieser Pool als natürliche Preisbremse für die gesamte Wirtschaft.
Säule B: Kapazitätsmarkt als Sicherheits-Backup
- Fixkosten-Refinanzierung: Neue H2-ready Gaskraftwerke werden primär über einen Kapazitätsmarkt bezahlt (Bereitstellungsentgelt).
- Grenzkosten-Gebote: Im täglichen PaB-Handel bieten sie nur ihre variablen Kosten (Brennstoff/CO2) an. Sie stabilisieren das Netz in der Dunkelflaute, ohne den Preis für den restlichen (sauberen) Strommix nach oben zu treiben.
4. Strategische Integration: EU-ETS und Netze
Durch Pay-as-Bid wird der Lenkungseffekt des EU-ETS bzw. des CO2-Preises präzisiert:
- Der CO2-Preis verteuert weiterhin fossile Gebote und drängt diese aus dem Markt. Ein EUA-Preisdeckel (Cap), wie von manchen gefordert, ist dann nicht nötig. Die Lenkungswirkung des EU-ETS bleibt voll erhalten.
- Aber: Er verteuert nicht mehr den EE-Strom. Die Industrie wird von den indirekten CO2-Kosten des Strommarktes entlastet.
- Die Strompreiskompensation und der Industrie-strompreis werden hinfällig, da die Belastung erst gar nicht entsteht.
- Vermeidung sozialer Härten: Punktuelle Preisspitzen in der Dunkelflaute verlieren ihren flächendeckenden Schrecken.
5. Europäische Marktkopplung und Netze
Die grenzüberschreitende Kopplung bleibt physikalisch erhalten, wird aber finanziell neu bewertet:
- Ein zentraler Algorithmus sortiert Gebote im Pay-as-Bid-Markt EU-weit nach Effizienz.
- Engpasserlöse für die Infrastruktur: Die Differenz zwischen günstigen Export-Geboten und nötigen Import-Geboten (z. B. zwischen DK und DE) wird nicht mehr als Zufallsgewinn ausgeschüttet. Diese Mittel fließen als „Infrastruktur-Turbo“ zweckgebunden in den transnationalen EU-Netzausbau.
- Vorteil: Dies senkt die Systemkosten durch eine bessere physische Integration des europäischen Strommarktes.
6. Implementierung und Zeitplan
Die Reform wird parallel zur Reform des EU-ETS und der Stromnetzentgelte vorbereitet, um Rechts- und Planungssicherheit zu schaffen:
- 2026: Verhandlung auf EU-Ebene zur Anpassung der Strommarktrichtlinie (Zulassung von PaB als Standardmodell für nationale Gebotszonen).
- 2027: Integration in die EEG-Novelle (Übergang von Marktprämie zu CfD/PaB-Modell nach Auslaufen alter Beihilfen).
- 2028: Aufbau der staatlichen Abnahme-Agentur und IT-Umstellung der Handelsmärkte.
- 1. Januar 2029: Gemeinsamer Startschuss für das neue Strommarktdesign, das neue Netzentgeltsystem und das reformierte EU-ETS 1.
Fazit
Es öffnet sich gerade ein politisches Zeitfenster, um einen größeren Wurf in der Energiepolitik umzusetzen. Dazu müssen alle Beteiligten bereit sein, Besitzstände aufzugeben und echte Reformen zuzulassen. Dann kann ein effizientes Gesamtsystem entstehen, das ein Gewinn für alle Verbraucher ist, das Versprechen von den günstigen Erneuerbaren Energien einlöst und den Widerspruch zwischen Klimaschutz und Wettbewerbsfähigkeit auflöst. Es spiegelt die niedrigen Kosten der Erneuerbaren direkt wider und isoliert die Volkswirtschaft, besonders die Industrie, zunehmend von fossilen Preisschocks. Das Ergebnis ist ein marktgetriebener Strompreis, der Subventionen, Komplexität und Bürokratie reduziert und letztendlich Standortvorteile schafft. Durch die Umstellung auf Pay-as-Bid wird der Strompreis ehrlich. Eine Umsetzung erfordert eine zügige Erstellung einer „Roadmap der offenen Fragen“, um das Konzept auf robuste Beine zu stellen. Es geht uns alle an.