Präambel

Der kontinuierliche Rückgang an gesicherter Leistung in Deutschland aufgrund des vollzogenen Ausstiegs aus der Kernenergie und der fortschreitenden Stilllegung von Kohlekraftwerken führt immer häufiger zu extremen Preisspitzen im kurzfristigen Strommarkt und immer höheren Stromimporten aus dem Ausland. Für Unternehmen, die ihren Bedarf ganz oder teilweise am Spotmarkt decken, führt dies zu hohen Risiken, bis hin zu vorübergehenden Abschaltungen, da die Produktion nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden kann. Auf längere Sicht wirken sich vermehrte Preisspitzen auch preissteigernd im Langfristmarkt aus. Gleichzeitig befinden sich funktionsfähige Kraftwerke in der Netzreserve, die allerdings ausschließlich zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Netz eingesetzt werden, nicht aber zur Vermeidung von Preisspitzen im Strommarkt. Die Verzögerungen beim Ausbau neuer gesicherter Kraftwerkskapazitäten führen nun zu einer intensiveren Diskussion über eine „Reservekraftwerksstrategie“. Ziel dieser ist es, den voraussichtlich verlängerten Einsatz von Kohlekraftwerken in der Netzreserve rechtlich abzusichern und den Betreibern mehr Planungssicherheit zu geben. Gleichzeitig wächst das Interesse der Betreiber, diese Kraftwerke bei längerem Fortbestehen auch wieder wirtschaftlich nutzen zu können. In diesem Kontext müssen auch bestehende und stilllegungsgefährdete industrielle KWK-Kapazitäten einbezogen werden. Es wäre volkswirtschaftlich günstiger, solche Kraftwerksstilllegungen zu verhindern, als im Rahmen der kommenden Kraftwerksstrategie noch mehr Kapazitäten ausschreiben zu müssen.

Die amtierende Bundesregierung hat im Koalitionsvertrag festgehalten, dass Reservekraftwerke künftig nicht nur zur Vermeidung von Versorgungsengpässen, sondern auch zur Stabilisierung des Strompreises eingesetzt werden sollen. Ziel ist es, durch eine kontrollierte und transparente Marktrückkehr dieser Anlagen kurzfristige Preisspitzen zu dämpfen, Versorgungssicherheit zu erhöhen und Systemkosten zu senken – ohne dabei die Investitionsanreize für neue und bestehende steuerbare Kapazitäten zu gefährden. Bereits während der Gaskrise 2022/2023 reagierte die „Ampel-Koalition“ damals auf die Preisanstiege damit, Kohlekraftwerken, die sich in der Netzreserve befanden, eine temporäre Teilnahme am Strommarkt zu ermöglichen („Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz“).

Der VIK sieht sich in einer guten Ausgangsposition, um aktiv an der Ausgestaltung des Marktrückkehrmechanismus mitzuwirken. Zu seinen Mitgliedern zählen Unternehmen, die Kraftwerksleistung am Strommarkt veräußern und dadurch von hohen Strompreisen profitieren können, ebenso wie Betreiber von Reservekraftwerken sowie zahlreiche Unternehmen, die durch volatile Strompreisspitzen erheblichen wirtschaftlichen Risiken und Belastungen ausgesetzt sind.

Zusammenfassung

Existierende Studien legen nahe, dass eine vorübergehende Zulassung von Reservekraftwerken zur Marktteilnahme tatsächlich zu einer Begrenzung von Preisspitzen am Spotmarkt und längerfristig auch im Terminmarkt führen würde. Andererseits wird darauf hingewiesen, dass dadurch Investitionen in neue Kraftwerke und Speicher weniger lukrativ werden könnten.

Die Problematik insgesamt dürfte sich in den nächsten Jahren (bis 2030) deutlich verschärfen, da die Bundesnetzagentur in ihrem jüngsten Versorgungssicherheitsbericht davon ausgeht, dass bis zu diesem Zeitpunkt alle aktuell noch im Markt agierenden Steinkohlekraftwerke zur Stilllegung angemeldet werden, die dem Markt weitere gesicherte Leistung entziehen, aber aus Versorgungssicherheitsgründen größtenteils der Netzreserve zugeordnet werden müssen. Frühestens ab dem Jahr 2031 ist (bei erhoffter Umsetzung der Kraftwerksstrategie) durch neue Gaskraftwerke mit einer Entspannung der Situation zu rechnen.

Der regulatorische Rahmen für eine Rückkehr der Reservekraftwerke in den Markt muss aus Sicht des VIK folgende Grundsätze gewährleisten:

Volle Markttransparenz: Für alle Marktteilnehmer muss ersichtlich sein, zu welchem Preis welche Reservekraftwerkskapazität im Markt angeboten wird

• Kein Konflikt mit Netzdienlichkeit: Die Teilnahme der Reservekraftwerke darf nicht zu einer Verschärfung von Engpässen führen
• Zeitliche Exklusivität der Vergütung: keine Zahlungen der Netzbetreiber an die Betreiber der Reservekraftwerke während deren Marktteilnahme
• Ausreichender wirtschaftlicher Anreiz für die (optionale) Teilnahme der Reservekraftwerksbetreiber am Markt
• Keine Kannibalisierung von bestehenden und regelmäßig am Markt teilnehmenden Kraftwerken
• Befristung, zeitnahes Monitoring und ggf. Nachsteuerung

Beihilferechtliche Konformität: Die Ausgestaltung erfolgt unter Berücksichtigung europäischer Beihilfevorgaben.

Regeln für das Marktrückkehrsystem

Zeitliche Beschränkung: Die Marktteilnahme ist auf die Wintermonate (November bis Februar) beschränkt.

• Teilnahmezeiträume: Die Marktteilnahme ist grundsätzlich freiwillig, Betreiber müssen sich allerdings ex ante für einen Mindestzeitraum (z. B. eine Arbeitswoche von Montag bis Freitag) zur Marktteilnahme verpflichten. Dieses Vorgehen ist bürokratiearm und schafft Transparenz für die bestehenden Marktteilnehmer.
• Fester Einstiegspreis (Strike-Preis): Sofern eine Marktteilnahme erfolgt, muss der Betreiber an jedem Tag des Teilnahmezeitraums im Day-Ahead-Markt i.d.R. für jede Stunde seine Kapazität zu einem für alle Reservekraftwerke geltende Strike-Preis (z.B. 150 EUR/MWh) anbieten. Er darf seine Gebote auch in Zeitblöcken von jeweils höchstens drei Stunden über den gesamten Tag abgeben (d.h. es kann auch dann zu mehreren Produktionszyklen kommen).
• Veröffentlichungspflicht: Die verfügbare und angebotene Leistung der Reservekraftwerke wird ex ante für den Teilnahmezeitraum, ebenso wie die Art der Gebote (Stunden bzw. Stundenblöcke), sowie die tatsächlich angebotene Kapazität (sofern diese aus technischen Gründen unterhalb des vor Beginn des Teilnahmezeitraums angegebenen Wertes liegt) veröffentlicht.
• Keine Doppelfinanzierung: Während der Marktteilnahme entfällt die Vergütung für die Reservevorhaltung anteilig für den Teilnahmezeitraum.
• Redispatch-Vorrang: Ein Reservekraftwerk kann grundsätzlich nur am Markt teilnehmen, wenn aufgrund seiner geografischen Lage ausgeschlossen ist, dass sich hierdurch der Redispatchbedarf erhöht. Unabhängig davon kann durch den ÜNB die erklärte Marktteilnahme eines Reservekraftwerks ausgesetzt werden, falls dies für den Einsatz durch den Netzbetreiber erforderlich ist. Es erfolgt dann die reguläre Vergütung im Rahmen der Netzreserve.

Monitoring, Reporting und ggf. Anpassung: Der regulatorische Rahmen wird im Hinblick auf seine Wirksamkeit kontinuierlich überwacht, nach jeder Winterperiode evaluiert und ggf. angepasst.

Festlegung des Einstiegspreises

Der Einstiegspreis (Strike-Preis), zu dem Reservekraftwerke nach erfolgter Bereitschaftsmeldung zu Wochenbeginn am Strommarkt teilnehmen dürfen, bildet das zentrale Steuerungselement des Mechanismus. Seine Festlegung sollte mit besonderer Sorgfalt erfolgen, um die Platzierung bestehender Kraftwerke innerhalb der Merit-Order zu sichern und deren Investitionen angemessen zu schützen.

Höhe: Ein Preis zwischen 150-200 EUR/MWh wird von Reservekraftwerksbetreibern als geeigneter Schwellenwert angesehen, um Anreize zur Teilnahme zu schaffen, ohne die Merit-Order wesentlich zu verzerren.

• Feste Gebotshöhe: Die Gebote erfolgen ausschließlich zum festgelegten Preis, um Transparenz und Steuerbarkeit zu gewährleisten.

Anpassung: Der festgelegte Gebotspreis kann periodisch überprüft und angepasst werden, um Marktverzerrungen oder andere Fehlentwicklungen zu erkennen und abzustellen.

Abbildung 1: Vergleich Einsatzzeiten Kraftwerke mit Stundengebotsblöcke und Drei-Stundengebotsblöcken bei einem Strike-Preis von 150 €/MWh in der KW 06/25

Die folgende Abbildung 1 zeigt exemplarisch für den Preisverlauf in KW 6/2025, wie bei einem Strike-Preis von 150 EUR zwei Reservekraftwerke produziert hätten, wenn eines davon alle Stunden einzeln (blau) und das andere nur für zusammenhängende Perioden von wenigstens 3 Stunden (grau) geboten hätten (die Säulenhöhen haben symbolischen Charakter und dienen nur der Kennzeichnung der relevanten Stunden).

Abbildung 2: Vergleich Einsatzzeiten Kraftwerke mit Stundengebotsblöcke und Drei-Stundengebotsblöcken bei einem Strike-Preis von 165 €/MWh in der KW 06/25

Bei der Datenlage in Abbildung 1 wäre das für wenigstens drei zusammenhängenden Stundenblöcken anbietende Kraftwerke nur einmal weniger zum Zuge gekommen (10 von 11 Einsätzen), als das konsequent Stunden anbietende, weil mit einer Ausnahme die 150 EUR/MWh überschreitenden Stunden immer über drei Stunden oder mehr anhielten. Ein höherer Strike-Preis (165 EUR/MWh) hätte dazu geführt, dass beide Kraftwerke deutlich seltener zum Einsatz gekommen wären. Abbildung 2 zeigt, dass das in drei-Stundenblöcken anbietende Kraftwerke nur noch halb so häufig zum Einsatz gekommen wäre, wie das stundenweise anbietende