Das Deutsch-französische Büro für die Energiewende hat die nationalen Ansätze zur Kapazitätssicherung verglichen. Kombinierte Instrumente sind demnach die preiswerteste Lösung.

 

Aktuelle Entwicklungen des Strommarktdesigns in Deutschland und Frankreich verglichen Experten am 12. Dezember in einem Webinar. Veranstaltet wurde es vom Deutsch-Französische Büro für die Energiewende. Das hatte untersucht, wie die beiden Länder die europäische Strommarktreform umsetzen.

Die Reform besteht aus einer Richtlinie und einer Verordnung und trat am 16. Juli 2024 in Kraft. Die EU will den Ausbau der erneuerbaren Energien beschleunigen und gleichzeitig unter anderem die Fördermechanismen für diese reformieren.

In Deutschland finden derzeit Diskussionen über das Kraftwerkssicherungsgesetz und die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 sowie über die Reform der Fördermechanismen statt. Allerdings wird durch die Neuwahl des Bundestages beides erst im kommenden Jahr weiter betrieben. In Frankreich soll der bestehende Kapazitätsmechanismus ebenfalls weiterentwickelt werden. Darüber hinaus soll in Kürze die Überarbeitung der mehrjährigen Programmplanung für Energie vorgelegt werden.
 
Gemeinsame Herausforderungen

Auch in Frankreich ist durch den Rücktritt der aktuellen Regierung mit einer Verzögerung wichtiger Entscheidungen zu rechnen, bedauerte Gérald Vignal, Programmleiter des französischen staatlichen Übertragungsnetzbetreibers RTE. Sebastian Schleich, Manager für nationale und europäische Kapazitätsmechanismen der Transnet BW brachte die Sicht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber ein. Er erläuterte das vom Bundeswirtschaftsministerium und der Bundesnetzagentur vorgelegte Konzept eines zentralen Kapazitätsmarktes mit dezentralen Flexibilitätskomponenten.

Gérald Vignal erläuterte die Marktmechanismen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit des Stromsystems. Insbesondere betonte er die möglichen Einsparungen, die sich aus einer Kombination der Vorhaltung fester Reservekapazitäten und der Vermarktung flexibler Leistungen ergeben. „Es ist doppelt so teuer, die in Frankreich prognostizierte Lücke von 2.900 MW Leistung zu schließen, wenn man dafür Reservekraftwerke errichtet“, sagte er. Darum setze man auf eine Kombination fest vertraglich gebundener Reserven und am Markt ermittelter.
 
Flexibilitäten heben

Die Reserven werden nötig, wenn durch wenig Strom aus den zunehmend errichteten erneuerbaren Erzeugern die Strommenge nicht ausreicht. Dies kann beispielsweise bei einer Dunkelflaute geschehen. Durch eine Gestattung hoher Knappheitspreise am Strommarkt stellten sich aber Flexibilitäten in Erzeugung und Verbrauch ein, beschrieb Vignal.

So würden manche Produzenten bei hohen Preisen ihre Produktion drosseln und Anbieter von Speichern oder Reservekraftwerken dann ihren Strom in den Markt bringen. Im Verein mit dem europäisch gekoppelten Stromsystem ließe sich eine sichere Stromversorgung auch in Knappheitszeiten herstellen, sagte er. Dabei berief sich Vignal auch auf die Monate in den Jahren 2022/2023, als die französischen Kernkraftwerke außerplanmäßig gewartet werden mussten.

Übereinstimmend appellierten beide Experten an ihre Gesetzgeber, schnell Rahmen zu setzen, die den Strommarkt reformieren. Ziel müsse die allmähliche Ablösung klimaschädlicher Brennstoffe bei dennoch sicherer und bezahlbarer Stromversorgung sein. Für die nötigen Investitionen benötigten Netzbetreiber und Investoren in Kapazitäten einen verlässlichen Rahmen, sagten Vignal und Schleich.