Neues Marktdesign: Folgen für Versorgungssicherheit und Investitionen

Was das neue Marktdesign leisten muss

Amprion-CEO Dr. Christoph Müller stellt dabei die Frage der Versorgungssicherheit in den Vordergrund. „Mein Kompass in der Debatte bleibt die Frage, warum wir das alles eigentlich machen“, sagt er. „Und das ist ganz klar, um Kunden mit klimaneutraler, sicherer, bezahlbarer Energie zu versorgen – nicht, um Anlagen wie Windräder oder Kraftwerke zum Selbstzweck zu betreiben.“

Versorgungssicherheit zeige sich zwar im Netz, setze aber funktionierende Marktanreize und ausreichend gesicherte Kapazitäten voraus. Dafür brauche es ein Marktdesign, das neue steuerbare Kapazitäten anreizt, ein praxistaugliches Engpass- und Redispatch-Management ermöglicht, klare Regeln für Speicher und flexible Verbraucher definiert und Netzentgelte so ausgestaltet, dass sie Investitionen nicht behindern und die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie im Blick behalten.

Wie der Übergang funktionieren kann

Batteriespeicher betrachtet der Amprion-CEO als einen zentralen Baustein der künftigen Versorgungssicherheit. Für den Neustart des Strommarkts sei jedoch essenziell, dass die neuen Fähigkeiten technisch und regulatorisch so integriert werden, dass sie planbar zur Verfügung stehen und keine zusätzliche Unsicherheit ins System bringen.

Müller lenkt den Blick auf die Übergangsjahre, in denen neue Gaskraftwerke noch nicht am Netz sind, bestehende Kapazitäten aber bereits abgeschaltet werden – wie beispielsweise die geplanten sechs Gigawatt Braunkohle im Rheinischen Revier. „Kein Ausstieg ohne Einstieg“, lautet seine Forderung: Reservekraftwerke sollten nicht außer Betrieb gehen, solange die neuen Kapazitäten noch nicht vorhanden sind.

Zudem weist er darauf hin, dass es um die technische Versorgungssicherheit derzeit besser bestellt sei als um die marktliche: „Mit unseren Reserven werden die Lichter so schnell nicht ausgehen – für alle, die mit ihrem Strombedarf am Großhandelsmarkt hängen, ist das aber keine Beruhigung.“ Marktteilnehmer müssten sich auf längere Phasen mit hohen Strompreisen einstellen.

​Wie der Kapazitätsmarkt Investitionen auslösen soll​

Die zu befürchtende Kapazitätslücke auf der Erzeugungsseite beschäftigt auch Dr. Jens Perner, Ökonom beim Beratungsunternehmen Frontier Economics. Ein Teil davon werde durch mehr erneuerbare Energien, Speicher und Lastflexibilität geschlossen. Dennoch bleibe ein signifikanter Bedarf an neuen Gaskraftwerken. Der jüngste Versorgungssicherheitsbericht der Bundesnetzagentur beziffert diesen zusätzlichen Bedarf auf 22 bis 36 Gigawatt bis 2035.

Die dafür nötigen Investitionen werde kein reiner Energie-only-Markt liefern, sagt Perner. Das sei inzwischen klar. „Nun geht es nicht mehr um das ‚Ob‘, sondern um das ‚Wie‘ des Kapazitätsmarktes.“ Als wesentliche Diskussionspunkte in der öffentlichen Debatte benannte er im Zusammenhang mit der Technologieoffenheit eine eventuelle Bevorzugung von Gaskraftwerken in den ersten Ausschreibungen sowie regionale Aspekte wie den Südbonus. Auch das Pay-as-bid-Auktionsverfahren, das ein unerwünschtes strategisches Bieterverhalten fördern kann, sowie die Höhe der Gebotsobergrenze von letztlich 244.000 Euro pro Megawatt waren Diskussionspunkte im Gesetzgebungsverfahren.

​​Dynamische Umlagen belohnen Flexibilität​

Hinzu kommt die Frage, wer die Kapazitätszahlungen finanziert. Dies ist zurzeit noch offen. Aus Perners Sicht sprechen unter anderem Vorgaben der EU dafür, dass die Kosten über dynamische Umlagen getragen werden. Dabei würden die Umlagen nicht mehr pauschal pro Kilowattstunde erhoben, sondern stärker an der aktuellen Systemlage ausgerichtet – also höher in Stunden, in denen das System angespannt ist, und niedriger in Zeiten mit viel Erneuerbaren und freien Kapazitäten. Der Gedanke dahinter: Wer seinen Verbrauch aus Zeiten hoher Systembelastung in Phasen mit mehr verfügbaren Kapazitäten verlagert, soll von geringeren Umlagen profitieren. „Es lohnt sich also, in Flexibilität zu investieren“, so Perner.

Was das StromVKG für Kraftwerksinvestoren bedeutet​

Aus Sicht der Kraftwerksbetreiber markiert das StromVKG einen Wendepunkt. „Endlich haben wir einen regulatorischen Rahmen und einen Finanzierungsrahmen, der es uns erlaubt, Kraftwerke neu zu bauen“, sagt Stefan Bünte, Direktor Strategic Customer Solutions bei Uniper. Zu lange sei unklar gewesen, unter welchen Bedingungen neue Anlagen gebaut werden dürfen, wie sie sich refinanzieren können und welche Anforderungen an den späteren Einsatz von Wasserstoff gelten.

Uniper selbst hat zwei Standorte für die Ausschreibungen vorbereitet. Auch wenn derzeit nicht genau beziffert werden könne, wie viele Kraftwerke benötigt werden – aus Büntes Sicht kann der Neustart des Strommarkts nur gelingen, „wenn wir jetzt anfangen zu bauen“. Ein Fünftel der Industrieunternehmen würden laut Studien bereits erwägen, Deutschland zu verlassen. Ohne wettbewerbsfähige Energiepreise und Versorgungssicherheit werde es schwer, industrielle Wertschöpfung – und somit langfristigen Wohlstand – im Land zu halten.

Eine weitere Herausforderung für die Umsetzung des deutschen Kapazitätsmarktes sieht Bünte in einem verschärften internationalen Wettbewerb beim Einkauf: Für große Rechenzentren in den USA würden derzeit Turbinen und Komponenten in Größenordnungen bestellt, die die Lieferketten global beeinflussen. „Diese Nachfrage saugt alles weg, was derzeit benötigt wird und treibt die Preise in Europa massiv nach oben“, sagt der Uniper-Experte.

Die nächsten Weichenstellungen​

Die Diskussionen beim Kundentag 2026 zeigen, dass die Richtung des neuen Strommarktdesigns zwar vorgegeben ist, bei der konkreten Ausgestaltung aber noch viele Punkte zu entscheiden sind. Die zentrale Herausforderung bleibt dabei: Versorgungssicherheit zu gewährleisten, Investitionen auszulösen und die Kosten des Systems beherrschbar zu halten.