Kapazitätsmarkt, EEG-Novelle und Netzanschlusspaket verschieben die Steuerung des Stromsystems vom wettbewerblichen Markt zu Netzbetreibern und staatlich organisierten Kapazitätsmechanismen

(WK-intern) – Münster – Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche verspricht mit ihrer Energiepolitik Versorgungssicherheit, Planbarkeit und Kosteneffizienz – verbunden mit dem Leitbild „mehr Markt und weniger Dauerförderung“.

Eine Analyse des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien (IWR) kommt zu einem anderen Ergebnis: Die geplante Neuausrichtung der Energiepolitik führt am Ende nicht zu sinkenden, sondern zu höheren Stromkosten für Industrie und Verbraucher.

Steuerungsmacht der Akteure: Wie Katherina Reiche das Systemportfolio Strom neu ausrichtet

Kapazitätsmarkt, EEG-Novelle und Netzanschlusspaket greifen mit den geplanten Änderungen an ganz unterschiedlichen Stellen in das Stromsystem ein, die entscheidende Wirkung entsteht jedoch erst durch ihre Kombination. Reiche verschiebt im Ergebnis die Steuerung des deutschen Stromsystems stärker vom wettbewerblichen Strommarkt zu regulierten Monopolunternehmen und staatlich organisierten Kapazitätsmechanismen. Die veränderte Risikoverteilung zwischen den Technologien ist eine Folge dieser Neuausrichtung.

Netzbetreiber agieren als regulierte Monopolunternehmen und stehen nicht im klassischen Wettbewerb. Nach einer aktuellen BNE-Analyse erzielten die 18 größten Verteilnetzbetreiber 2024 im marktanteilsgewichteten Durchschnitt eine handelsrechtliche Eigenkapitalrendite von 30,1 Prozent. Künftig können sie stärker beeinflussen, welche Anlagen wann und unter welchen Bedingungen ans Netz kommen. Betreiber gesicherter Leistung erhalten über den staatlich organisierten Kapazitätsmarkt zusätzlich zu möglichen Strommarkterlösen eine Vergütung für die Bereitstellung von Leistung. Erneuerbare Energien sollen dagegen stärker dem Markt ausgesetzt und ihr Ausbau enger an den verfügbaren Netzkapazitäten ausgerichtet werden.

„Das ist keine zukunftsorientierte Energiepolitik, sondern eine Verschiebung der Steuerung der Energiewende hin zu Akteuren und Erlösmodellen, die deutlich weniger unter dem Kostendruck eines wettbewerblichen Strommarktes stehen – mit weitreichenden Folgen“, so Dr. Norbert Allnoch, Geschäftsführer des IWR.

Konkret sollen Betreiber gesicherter Kraftwerksleistung über den Kapazitätsmarkt zusätzlich für die Vorhaltung von Leistung vergütet werden. Bei neuen Windenergieanlagen soll dagegen mit dem Netzanschlusspaket das Risiko von Netzengpässen stärker auf die Betreiber verlagert werden: Der vorgesehene Redispatch-Vorbehalt ermöglicht einen Netzanschluss unter Verzicht auf den finanziellen Ausgleich bei späteren Abregelungen. Hinzu kommen Änderungen beim Windenergie-Referenzertragsmodell und eine stärkere Begrenzung der PV-Einspeiseleistung.

Neue kleine PV-Hausdachanlagen erhalten nach den Planungen keine EEG-Mindestvergütung mehr und müssen den Solarstrom selbst vermarkten. Damit steigen insbesondere für private Betreiber die Markteintritts- und Vermarktungshürden, was nach Einschätzung des IWR eine stärkere Konzentration auf traditionelle Marktakteure begünstigt. Batteriespeicher werden beim Netzanschluss weiterhin mit Baukostenzuschüssen belastet.

Warum mehr Gaskraftwerke die Strompreise treiben und nicht senken

Ein verbreiteter Irrtum in der Öffentlichkeit: Mehr Gaskraftwerke würden das Angebot erhöhen und die Preise senken. Das Gegenteil ist der Fall. An der Strombörse gilt das Merit-Order-Prinzip. Kraftwerke werden nach ihren Geboten aufgereiht. Das letzte Kraftwerk, das noch in der Auktion berücksichtigt wird, bestimmt den Preis für alle anderen Kraftwerke, egal wie preisgünstig diese vorher geboten haben.

Mehr Erneuerbare verdrängen dabei teurere Kraftwerke aus dem Markt und senken so den Preis für alle. Wird ihr Ausbau gebremst, bleiben Gaskraftwerke häufiger das preissetzende Grenzkraftwerk – und mit ihnen der Gaspreis, der aktuell hoch ist: Der europäische Gaspreis (TTF) lag Mitte August 2026 bei rund 62,50 Euro je Megawattstunde (6,25 ct/kWh). Bei einem Gaskraftwerk mit 50 Prozent Wirkungsgrad belaufen sich allein die Gaskosten für die Erzeugung einer kWh Strom auf 12,5 ct.

Verschärft wird der Effekt durch den parallel laufenden Kohleausstieg: Wird Strom aus Braun- und Steinkohlekraftwerken durch teurere gasbasierte Stromerzeugung statt durch Erneuerbare und Speicher ersetzt, steigen die Grenzkosten. Werden Gaskraftwerke dadurch häufiger zum preisbestimmenden Kraftwerk, führt dies zu höheren Börsenstrompreisen.

Aus Sicht des IWR liegt darin ein zentraler Widerspruch der aktuellen Energiepolitik: Wird gleichzeitig der Ausbau der erneuerbaren Energien gebremst, wird gerade der preissenkende Verdrängungseffekt von Wind- und Solarstrom ausgebremst. Speicher können diesen Senkungseffekt verlängern, indem sie günstigen Strom aus Stunden hoher erneuerbarer Erzeugung in Stunden mit höherer Nachfrage verschieben und damit den Einsatz teurer Gaskraftwerke reduzieren.

„Keine der geplanten neuen Regelungen aus dem Netzpaket und der EEG-Novelle sorgt für niedrigere Strompreise für die Industrie und den Verbraucher, ganz im Gegenteil“, so Allnoch.

Auch die unspezifische Erwartung einer Rückkehr zu dauerhaft niedrigen Gaspreisen hält das IWR für wenig hilfreich – sie ist eher Wunschdenken als eine tragfähige energiepolitische Perspektive. „Manche träumen von billigem russischem Gas, sobald der Ukrainekrieg zu Ende ist. Doch selbst China verhandelt trotz seiner engen Partnerschaft mit Russland seit Jahren hart über Preise und Konditionen zusätzlicher Gaslieferungen. Die Hoffnung, Deutschland könne einfach zu den Gaspreisen der Zeit vor 2022 zurückkehren, ist keine belastbare Grundlage für die langfristige Ausrichtung unseres Stromsystems“, so Allnoch.

Neue Kapazitätsmarkt-Umlage statt kurzfristiger Strompreisentlastung

Neben den Auswirkungen auf den Börsenstrompreis entstehen durch den Kapazitätsmarkt zusätzliche Kosten. Ab 2031 soll dessen Finanzierung nach den bisherigen Planungen über eine neue Umlage erfolgen. Für die Kapazitätsförderung im Jahr 2031 veranschlagt das Bundeswirtschaftsministerium Kosten von 1 bis 3 Milliarden Euro, die von den Stromverbrauchern getragen werden sollen.

Kurzfristige Strompreissenkungen stellt auch Reiche selbst nicht in Aussicht. „Spürbare Entlastungen werden wir erst in den 2030er Jahren sehen“, erklärte Bundeswirtschaftsministerin Reiche Anfang August.

IWR: Systemportfolio Strom auf Zukunftsfähigkeit und niedrigere Strompreise ausrichten

Aus Sicht des IWR sollte Energiepolitik das Systemportfolio Strom danach ausrichten, welche Kombination aus erneuerbarer Erzeugung, Speichern, Netzen, flexibler Nachfrage und gesicherter Leistung Versorgungssicherheit zu möglichst niedrigen Strompreisen führt. Das IWR sieht in der Kombination aus erneuerbaren Energien und Speichern als Standard großer Ausschreibungen eine Möglichkeit, das Stromsystem zukunftsfähig weiterzuentwickeln.

Auch die Netzinfrastruktur verändert sich. Mit Ultranet, A-Nord, SuedLink und SuedOstLink sollen nach den aktuellen Planungen in den kommenden zwei Jahren bis 2028 zentrale Nord-Süd-Stromverbindungen fertiggestellt werden. Sie erhöhen schon bald die Transportmöglichkeiten zwischen den erneuerbaren Erzeugungsschwerpunkten im Norden und den Verbrauchszentren im Westen und Süden und können damit Netzengpässe und den Bedarf an Redispatch reduzieren.

Allnoch: „Die Aufgabe der Politik ist es, das Systemportfolio Strom aktiv auf Zukunftsfähigkeit auszurichten – ähnlich einem verantwortungsvollen Portfoliomanagement, das unterschiedliche Chancen und Risiken gegeneinander abwägt. Dazu gehören leistungsfähige Netze und gesicherte Leistung genauso wie Erneuerbare, Speicher und flexible Verbraucher. Entscheidend ist aber nicht nur, wohin Investitionen gelenkt werden, sondern auch wer das System steuert und welche Strompreise damit für Industrie und Verbraucher verbunden sind.“

PM: IWR

PB: Bildung der Strompreise an der Börse: Schematische Darstellung des Merit-Order-Prinzips / ©: IWR