Systemcheck KW42

Mehr Markt, weniger Schutz – aber wer übernimmt das Risiko?

Die öffentliche Anhörung des Bundestages zum EEG 2027 hat einen bemerkenswerten Befund geliefert. Über das Ziel einer stärkeren Marktintegration besteht inzwischen weitgehend Einigkeit. Umstritten ist aber, wie viel zusätzliches Risiko Projektentwickler und Betreiber übernehmen können, ohne dass aus Marktintegration eine Investitionsbremse wird.

Der Regierungsentwurf hält an den Ausbauzielen fest, verändert aber die Logik des Fördersystems. Erneuerbare Energien sollen stärker auf Marktpreise und Netzsituationen reagieren. Direktvermarktung und Preissignale gewinnen an Bedeutung, während zweiseitige Differenzverträge größeren Projekten langfristige Erlössicherheit geben sollen.

Diese Entwicklung ist keine deutsche Besonderheit. Die Reform des europäischen Strommarktdesigns setzt ausdrücklich auf langfristige Instrumente wie PPAs und zweiseitige Contracts for Difference. Die Europäische Kommission begründet dies gerade damit, dass kurzfristige Strommärkte allein kaum geeignet sind, kapitalintensive Investitionen in erneuerbare und andere CO₂-arme Erzeugung abzusichern. Gleichzeitig sollen CfDs so gestaltet werden, dass Preissignale und effiziente Betriebsentscheidungen erhalten bleiben.

Damit wird die eigentliche Herausforderung deutlicher. Es geht nicht um die Alternative zwischen Markt und Förderung. Es geht um eine vernünftige Risikoverteilung zwischen Investoren, Verbrauchern und Staat.

Ein Projekt muss künftig stärker auf Standort, Netzsituation und Marktpreise reagieren. Das ist systemisch sinnvoll, solange diese Risiken kalkulierbar bleiben. Genau daran entzündet sich derzeit die deutsche Debatte.

Hinzu kommt die europäische Ebene. Die bestehende beihilferechtliche Genehmigung des EEG läuft Ende 2026 aus. Deutschland gestaltet also sein neues Förderregime nicht im nationalen Alleingang, sondern innerhalb eines europäischen Rahmens, der selbst gerade stärker auf Marktintegration, langfristige Verträge und Systemdienlichkeit ausgerichtet wird.

Das Signal für das System

Das EEG 2027 entscheidet nicht nur über Förderung. Es entscheidet darüber, wie viel Markt ein investitionsintensives Energiesystem verträgt und welche Risiken langfristig abgesichert werden müssen.

Deutschland bezahlt künftig nicht nur Strom, sondern wie in anderen europäische Ländern auch Verfügbarkeit

Während beim EEG mehr Markt gefordert wird, entsteht an anderer Stelle ein neues Absicherungssystem.

Deutschland will künftig nicht mehr ausschließlich die erzeugte Kilowattstunde bewerten, sondern auch die Verfügbarkeit gesicherter Leistung. Damit nähert sich der deutsche Strommarkt einer Struktur an, die in anderen Ländern längst etabliert ist.

Großbritannien betreibt seinen Capacity Market bereits seit Jahren. Dort können Erzeugungsanlagen, Speicher, Nachfrageflexibilität und Interkonnektoren Kapazitätszahlungen erhalten. Die britische Regierung reformiert dieses System weiter, um unter anderem Batteriespeicher, Demand Side Response und andere CO₂-arme Flexibilitätsoptionen besser einzubeziehen.

Spanien geht einen ähnlichen Weg. Im September hat die Regierung einen neuen Kapazitätsmarkt angekündigt, in dessen Auktionen sowohl Erzeugung als auch Speicher und flexible Nachfrage teilnehmen können. Ziel ist ausdrücklich nicht nur Versorgungssicherheit, sondern auch die Integration höherer Anteile erneuerbarer Energien.

Der europäische Rahmen setzt dabei Grenzen. Die Kommission verlangt, dass Mitgliedstaaten zunächst Marktverzerrungen und regulatorische Hemmnisse beseitigen. Ein Kapazitätsmechanismus soll nur verbleibende Versorgungssicherheitsprobleme adressieren, die der Markt selbst nicht lösen kann. Genau deshalb musste beispielsweise die niederländische Regierung der Kommission einen eigenen Marktreformentwurf vorlegen.

Damit erhält die deutsche Diskussion einen anderen Kontext. Deutschland erfindet den Kapazitätsmarkt nicht neu. Entscheidend wird vielmehr, wie offen und flexibel er ausgestaltet wird.

Wenn neue Gaskraftwerke langfristige Sicherheiten erhalten, Speicher oder flexible Nachfrage aber nur begrenzt konkurrieren können, würde eine Technologieentscheidung vorweggenommen. Wenn unterschiedliche Flexibilitätsoptionen tatsächlich miteinander konkurrieren können, kann daraus hingegen ein systemischer Kapazitätsmarkt entstehen.

Das Signal für das System

Deutschland bewegt sich in Richtung eines Strommarktes, der Energie und gesicherte Leistung getrennt bewertet.

Die internationale Erfahrung zeigt jedoch: Entscheidend ist nicht die Existenz eines Kapazitätsmarktes, sondern welche Technologien Zugang erhalten und welche Flexibilität dadurch tatsächlich mobilisiert wird.

Andere Länder versuchen bereits, Anschlussknappheit zum Marktproblem zu machen

Die deutsche Diskussion konzentriert sich stark auf Netzausbau. International gewinnt parallel ein zweiter Ansatz an Bedeutung: vorhandene Netze flexibler zu nutzen.

Großbritannien liefert dafür derzeit ein besonders interessantes Beispiel. Der National Energy System Operator (NESO) hat Anfang Oktober den bisherigen Local Constraint Market in den landesweiten Demand Flexibility Service überführt. Verbraucher und Unternehmen können damit vergütet werden, wenn sie ihren Stromverbrauch zeitlich so verändern, dass Netzengpässe reduziert werden. NESO begründet diesen Schritt ausdrücklich damit, Flexibilität einfacher, skalierbarer und über ein einheitliches Marktmodell nutzbar zu machen.

Das ist kein Randthema. NESO erwartete zuletzt für die folgenden zwölf Monate Engpasskosten von rund 3,2 Milliarden Pfund. Flexibilität wird deshalb nicht nur als Klimaschutzinstrument betrachtet, sondern als Möglichkeit, konkrete Netzkosten zu reduzieren.

Auch bei Netzanschlüssen geht Großbritannien inzwischen deutlich radikaler vor. Statt Projekte weitgehend nach dem Prinzip „first come, first served“ abzuarbeiten, soll die Anschlusswarteschlange stärker nach Projektreife und Systembedarf bereinigt werden. NESO spricht von einer grundlegenden Reform, die baureife Projekte priorisieren soll.

Auf europäischer Ebene verfolgt die Kommission eine ähnliche Richtung. Sie empfiehlt transparentere Reifegradkriterien, regelmäßiges Bereinigen von Anschlusswarteschlangen und flexible Anschlussvereinbarungen, wenn Netze temporär nicht die gesamte beantragte Leistung aufnehmen können.

Spanien wiederum verbindet seinen starken Ausbau erneuerbarer Energien zunehmend mit Speicher und hybriden Anlagen. Der starke Zuwachs von Rechenzentren in Spanien und Portugal erhöht den Druck zusätzlich. Betreiber und Energieunternehmen kombinieren deshalb Erneuerbare, Speicher und flexible Abnahme zunehmend bereits auf Projektebene.

Das ist für Deutschland relevant. Ein Netz kann nicht beliebig schnell ausgebaut werden. Deshalb wird die Frage wichtiger, ob Anschlussrechte weiterhin überwiegend statisch vergeben werden oder stärker von tatsächlicher Nutzung, Flexibilität und Projektreife abhängen.

Das Signal für das System

Der Netzausbau bleibt notwendig. International zeichnet sich aber zusätzlich eine zweite Strategie ab: Nicht nur mehr Netz bauen, sondern das vorhandene Netz intelligenter vergeben und nutzen. Genau an dieser Stelle fehlt Deutschland bislang häufig ein durchgängiges Schnittstellenmanagement zwischen Netzplanung, Anschlussverfahren, Speichern und flexiblen Verbrauchern.

Die Energieträger wachsen zusammen, die Institutionen noch nicht

Am 28. September endete die gemeinsame Konsultation der neuen Szenariorahmen für Strom sowie Gas und Wasserstoff 2040/2045. Schon dieser gemeinsame Prozess zeigt, wie stark sich die Energiesysteme inzwischen gegenseitig beeinflussen:

• Elektrolyseure erhöhen den Strombedarf.
• Wasserstoffkraftwerke beeinflussen das Gas- und Wasserstoffnetz.
• Industriecluster benötigen gleichzeitig Strom, Gas und künftig Wasserstoff.
• Speicher und flexible Verbraucher verändern wiederum die Anforderungen an Erzeugung und Netz.

Und physikalisch lassen sich diese Systeme längst nicht mehr getrennt betrachten. Institutionell geschieht genau das aber weiterhin. Strom und Gas beziehungsweise Wasserstoff bleiben eigenständige Planungsprozesse mit unterschiedlichen Akteuren und Verfahren.

Auch international zeigt sich, dass diese Koordination schwieriger wird. Großbritannien hat deshalb mit NESO einen unabhängigen nationalen Systemoperator geschaffen, der Stromsystemplanung, Marktmechanismen und langfristige Systementwicklung stärker zusammenführen soll. Dass NESO parallel Kapazitätsmarkt, Flexibilitätsmärkte, Anschlussreform und Netzplanung bearbeitet, ist kein Zufall.

Das bedeutet nicht, dass dieses Modell ohne Weiteres auf Deutschland übertragen werden könnte. Es zeigt aber eine institutionelle Antwort auf dasselbe Problem: Je stärker Energieinfrastrukturen miteinander verbunden werden, desto schwerer lässt sich das Gesamtsystem über vollständig getrennte Zuständigkeiten koordinieren.

In Deutschland existiert mit der Systementwicklungsstrategie bereits ein Ansatz, diese Perspektiven stärker zusammenzuführen. Der nächste Schritt müsste jedoch sein, nicht nur Szenarien abzugleichen, sondern auch die Realisierungswahrscheinlichkeit der zugrunde liegenden Projekte stärker zu berücksichtigen.

Denn ein gemeldeter Elektrolyseur ist noch keine Investitionsentscheidung. Ein erwarteter Wasserstoffbedarf ist noch kein Abnahmevertrag. Und ein geplantes Kraftwerk ist noch keine verfügbare Leistung.

Das Signal für das System

Deutschland beginnt, das Energiesystem integriert zu planen. Eine integrierte Steuerung ist daraus jedoch noch nicht entstanden. Der internationale Vergleich legt nahe, dass Systemintegration zunehmend auch institutionelle Integration verlangt.

Deutschlands Speicherproblem ist in Wahrheit ein europäisches Weltmarktproblem

Die deutschen Gasspeicher liegen Mitte Oktober nur bei rund 60 Prozent. Die Bundesnetzagentur bewertet die Versorgung dennoch als stabil und die Gefahr einer angespannten Situation aktuell als gering. Gleichzeitig weist sie darauf hin, dass ein vergleichsweise niedriger Speicherstand am Ende des Winters wahrscheinlich ist.

Eine rein deutsche Betrachtung greift bei diesem Thema allerdings zu kurz. Europa insgesamt geht mit niedrigeren Speicherständen in den Winter. Reuters erwartet für Anfang November lediglich 75 bis 78 Prozent Füllstand und damit deutlich weniger als im langjährigen Vergleich. Gleichzeitig sind LNG-Lieferungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten infolge der Konflikte im Nahen Osten beeinträchtigt. Europa und Asien konkurrieren deshalb stärker um verfügbare LNG-Mengen.

Damit wird sichtbar, wie sehr sich die europäische Gasversorgung seit 2022 verändert hat. Die Abhängigkeit von russischen Pipelineimporten ist massiv gesunken. Dafür ist Europa stärker in den globalen LNG-Markt integriert. Diese Struktur ist diversifizierter, aber sie koppelt Europa enger an globale Preisbewegungen und geopolitische Störungen. Genau darin liegt der Unterschied zur früheren Situation. Das zentrale Risiko ist heute weniger der Ausfall eines einzelnen Lieferanten als eine gleichzeitige Verknappung auf einem weltweiten Markt. Das betrifft Deutschland besonders, ist aber kein deutsches Sonderproblem.

Das Signal für das System

Deutschland hat sein Gasversorgungsrisiko nicht beseitigt, sondern transformiert. Aus der Lieferantenabhängigkeit ist eine stärkere Weltmarktabhängigkeit geworden.

Europa entdeckt die Systemkosten

Hohe Energiepreise werden häufig als deutsches Standortproblem diskutiert. Tatsächlich beschäftigt die Frage inzwischen weite Teile Europas. Die jüngsten Gas- und Ölpreissteigerungen belasten Unternehmen auch in Frankreich. Die Banque de France berichtet, dass steigende Energie-, Kraftstoff- und Metallkosten zunehmend auf die Liquidität von Industrieunternehmen drücken.

Auf europäischer Ebene wird inzwischen sogar erneut über eine Übergewinnsteuer für Öl- und Gasunternehmen diskutiert. Gleichzeitig prüft die EU, neue regulatorische Anforderungen zeitlich zu verschieben, wenn sie kurzfristig die Versorgungssicherheit beeinträchtigen könnten.

Deutschland reagiert vor allem über Zuschüsse zu Netzentgelten und die Debatte um eine breitere Stromsteuersenkung. Beides kann Rechnungen senken. Es senkt aber nicht automatisch die Kosten des Energiesystems.

Auch hier zeigt der internationale Blick einen wichtigen Unterschied.

• Großbritannien versucht beispielsweise, Flexibilität stärker über Märkte zu mobilisieren, um Engpasskosten zu reduzieren.
• Spanien verbindet neue Stromnachfrage stärker mit Speicher- und Hybridprojekten.
• Auf EU-Ebene werden flexible Netzanschlüsse, bessere Anschlusswarteschlangen und langfristige Stromverträge als Teil der Kostensenkung betrachtet.

Damit wird die entscheidende Frage präziser. Es geht nicht allein darum, wer Netzentgelte, Steuern oder Förderkosten bezahlt. Es geht darum, welche Kosten durch ein intelligenteres System überhaupt vermieden werden können.

Das Signal für das System

Deutschland diskutiert intensiv über Entlastung. International rückt stärker die Frage in den Vordergrund, wie Flexibilität, Speicher und bessere Netzsteuerung Systemkosten tatsächlich reduzieren können.