31.03.2026 -Die Unternehmensberatung BET Consulting hat ein Konzept für ein neues Strommarktdesign zur kosteneffizienten Erreichung der Klimaziele vorgestellt.
Im Vorfeld der EEG-Novelle legt BET einen Vorschlag für ein systemdienliches Strommarktdesign vor (Bild: Giggles/stock.adobe.com)
Das deutsche Energiesystem steht vor entscheidenden Weichenstellungen. Der Gesetzgeber ist in der Pflicht, bis zum Ende des Jahres 2026 das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) grundlegend zu reformieren, um die Spielregeln des künftigen Strommarkts und die Finanzierungsbedingungen für Erneuerbare Energien neu zu definieren. Aufbauend auf den Erkenntnissen des im Sommer 2025 für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie durchgeführten Energiewende-Monitorings hat die BET Consulting GmbH einen Vorschlag für ein neues systemdienliches Strommarktdesign erarbeitet.
Dieser soll den Ausbau erneuerbarer Energien besser mit dem Netzausbau synchronisieren und zugleich Systemkosten senken. Nach Berechnungen des Unternehmens könnten dadurch Einsparungen von mehr als 120 Milliarden Euro entstehen.
Dr. Alexander Kox, Geschäftsführer der BET Consulting GmbH: „Mit dem Konzept eines ganzheitlichen Strommarktdesigns stellen wir ein Modell zur Diskussion, das das Stromsystem ganzheitlich in den Blick nimmt, und dabei die Ziele Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Klimaschutz fest im Blick hat. Hierdurch ist es möglich, das Spannungsfeld zwischen Kosteneffizienz beim Netzausbau und Investitionssicherheit für EE-Ausbau aufzulösen und eine für alle Akteure zufriedenstellende Lösung zu finden.“
Systemdienliche Integration neuer EE-Anlagen
Als erste Säule des neuen Strommarktdesigns wird ein Konzept zur systemdienlichen Integration neuer EE-Anlagen entworfen. Zentral sind hierbei die Einführung einer systemdienlichen Anschlussleistung (SAL) als Bemessungsgröße für den weiteren Netzausbau sowie ein Optionenmodell zur Synchronisation von Netz- und EE-Ausbau.
Die SAL definiert eine Leistung, bis zu der eine EE-Anlage garantiert in das Netz angeschlossen wird und einspeisen kann oder für netzseitige Abregelung kompensiert wird. Da die SAL im Vergleich zur maximal installierten Leistung geringer ist, schafft dies zusätzliche Kapazitäten und reduziert den erforderlichen Netzausbau.
Für Neuanlagen, die eine EEG-Förderung erhalten, wird die SAL den garantierten Netzzugang definieren. Strommengen unterhalb der SAL sind durch Kompensation für Redispatch und Nachholbarkeit bei nicht-positiven Preisen kalkulierbar. Dies schafft dauerhaft Investitionssicherheit beim weiteren EE-Ausbau. Für Mengen, die oberhalb der SAL liegen, werden wirksame Anreize geschaffen, netzdienliche Steuerung auf Basis individueller Vereinbarungen in Form von Flexible Connection Agreements (FCAs) vorzunehmen oder den erzeugten Strom außerhalb des öffentlichen Netzes selbst zu verbrauchen oder zwischenzuspeichern.
Ralph Kremp, Partner für Energiepolitik und Systemanalyse bei der BET Consulting GmbH, kommentiert die Vorteile dieser ersten Säule des Modells: „Wenn die SAL zur Bemessungsgrundlage für den Netzausbau wird, kann dieser deutlich reduziert werden. Es muss nicht mehr für das letzte Kilowatt ausgebaut werden, für das der Ausbau teurer ist als der Wert des eingespeisten Stromes. Hierdurch lassen sich Netzausbaukosten in Höhe von 80 Mrd. Euro einsparen. Auch Projektierer können die Wirtschaftlichkeit zukünftiger Erzeugungsparks in diesem Modell klar planen, wenn sie eine systemdienliche Anlagenauslegung wählen.“
Optionen für die Übergangszeit
Um in der Übergangszeit bestehende Netzengpässe zu reduzieren, schlägt BET ein Optionenmodell für die Vorgehensweise bei beschränkten Netzanschlusskapazitäten vor, was die Synchronisation von Netz- und EE-Ausbau verbessern kann. Ist die Netzkapazität technologiebezogen für einen Anschluss gemäß Konzept der SAL in einem Netzabschnitt nicht gegeben, existieren drei Optionen:
Option 1 sieht vor, dass sich Netz- und Anlagenbetreiber als Übergangsregelung auf eine Flexible Anschlussvereinbarung (FCA) mit verringertem finanziellem Ersatz beim Redispatch bis zum Zeitpunkt des erfolgten Netzausbaus verständigen können. Der Rahmen für derartige FCA muss dabei klar gesetzlich definiert und diskriminierungsfrei sein.
Alternativ ist mit Option 2 eine Verschiebung des Netzanschlusses der EE-Anlage auf den Zeitpunkt des erfolgten Netzausbaus unter Wahrung einer einzuhaltenden Frist von maximal vier Jahren möglich.
Die zusätzliche Option 3 soll sowohl Netz- als auch Anlagenbetreiber einen Anreiz bieten, sich auf eine der beiden zuvor genannten Optionen zu verständigen und ist daher mit wirtschaftlichen Konsequenzen für beide Seiten verbunden. Diese Fallback-Option sieht vor, dass der Anschluss der EE-Anlage zum begehrten Anschlusszeitpunkt erfolgen muss, der Anlagenbetreiber jedoch 50 Prozent der anfallenden Redispatchkosten (bis maximal 10 Prozent der erzeugten Jahresmenge) selbst tragen muss. Der Netzbetreiber muss Kosten in gleicher Höhe tragen, ohne dass er sie auf die Erlösobergrenze wälzen kann.
Kremp: „Kernstück des Optionenmodells ist der Anreiz zur Kooperation, indem gesetzlich eine wirtschaftlich unattraktive, aber dennoch kalkulierbare Fallback-Option definiert wird. Damit unterscheidet sich unser Modell von vielen anderen Lösungsansätzen, da es bilaterale Verhandlungen in den Mittelpunkt rückt.“
Instrumente für stärkere Flexibilitätsanreize
Als zweite Säule entwirft die Studie einen Instrumentenmix für stärkere Flexibilitätsanreize. Hierzu gehören bekannte Instrumente wie dynamische Preise und zeitvariable respektive dynamische Netzentgelte. Da der Vorschlag weitere Anreizinstrumente vorsieht, muss von den Netzentgelten nicht die vollständige Steuerungswirkung ausgehen. In der Konsequenz können diese nach Annahme von BET im Vergleich zu den aktuell im Rahmen des AgNes-Prozesses der Bundesnetzagentur diskutierten Vorschläge deutlich pragmatischer und somit auch praxistauglicher ausgestaltet werden.
Weitere Elemente sind Anreize für die Nutzung der Mengen oberhalb der SAL durch Speicherlösungen und Lastverschiebung, eine Berücksichtigung von Flexibilität in einem zukünftigen Kapazitätsmarkt und die Reduktion bestehender Hemmnisse für Sektorkopplung. Durch mehr Nachfrageflexibilität werden die positiven Effekte einer systemdienlichen EE-Auslegung weiter verstärkt. Dies wirkt auf Strompreise sowie Marktwerte ein, reduziert Förderkosten und senkt somit Systemkosten und erleichtert die marktbasierte Refinanzierung der EE. (pq)