{"$schema":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/json-schemas/R2.27/Lobbyregister-Registereintrag-schema-R2.27.json","source":"Deutscher Bundestag, Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der 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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0026548","title":"Ablehnung StromVKG","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten und zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung BNetzA","printingNumber":"21/6279","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/062/2106279.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer/334922","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"1KOMMA5° nimmt Stellung zum StromVKG hinsichtlicher beihilferechtlicher Bedenken, sowie dem Ausschluss von Flexibilität im Ausschreibungsdesign.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028857","title":"Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes (MsbG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"1KOMMA5° setzt sich im Rahmen der geplanten MsbG-Novelle für eine Beschleunigung des Smart-Meter- und Steuerungsrollouts sowie faire Wettbewerbsbedingungen für wettbewerbliche Messstellenbetreiber ein, u. a. durch Anrechnung von wMSB-Einbauten auf Rolloutquoten, Abbau von Hürden beim Messstellenbetreiberwechsel und vereinfachte Steuerungsnachweise.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0028858","title":"EEG-Novelle 2027","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor","printingNumber":"21/7867","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/078/2107867.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-einen-planbaren-kosteneffizienten-netzvertr%C3%A4glichen-und-marktorientierten-ausbau-der/338361","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]},{"title":"Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor - Drucksache 21/7867 - Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung","printingNumber":"21/8298","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/082/2108298.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-einen-planbaren-kosteneffizienten-netzvertr%C3%A4glichen-und-marktorientierten-ausbau-der/338361","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"KOMMA5° setzt sich im Rahmen der EEG-Novelle 2027 gegen eine pauschale Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung kleiner PV-Anlagen und für eine beschleunigte Nutzung der verbauten Mess- und Steuerungsinfrastruktur ein, u. a. durch Ausnahmen bei nachgewiesener Steuerbarkeit und einen vereinfachten Steuerungsnachweis durch den Messstellenbetreiber.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":25,"statements":[{"statementNumber":"SG2501220010","regulatoryProjectNumber":"RV0012980","regulatoryProjectTitle":"Strommarktdesign insb Kapazitätsmechanismus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/50/7f/451489/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220010.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Positionspapier: Hedging-Pflicht & Flexibilität statt Kraftwerkstrategie & Kapazitätsmarkt Wir, die Unternehmen Octopus Energy, Enpal, 1KOMMA5°, Thermondo, Tibber & Lichtblick begrüßen das Bestreben der Bundesregierung, eine sichere und zuverlässige Energieversorgung für Deutschland zu gewährleisten. Die Pläne der Bundesregierung, mit der Kraftwerkstrategie neue Gaskraftwerke zu fördern und diese mittelfristig über einen Kapazitätsmarkt und eine neuen Umlage auf Strom zu finanzieren, stehen unseres Erachtens aber in direktem Widerspruch zu den Zielen einer nachhaltigen und kosteneffizienten Energieversorgung. Ein Kapazitätsmarkt ist entbehrlich, verursacht hohe Kosten und setzt Fehlanreize Eine jüngst von Connect Energy Economics erarbeitete Studie zeigt, dass die Förderung von konventionellen Kraftwerken über einen Kapazitätsmarkt nicht nur teuer, sondern auch entbehrlich ist. Ein Kapazitätsmarkt, in dem Milliardensummen für die reine Existenz konventioneller Kraftwerke gezahlt werden, verursacht hohe Kosten für Verbraucher*innen und Unternehmen, verzerrt den Wettbewerb, benachteiligt vorhandene Flexibilitäten und setzt Fehlanreize. Auch der im BMWK-Optionenpapier favorisierte kombinierte Kapazitätsmarkt (KKM) erfordert weitgehende regulatorische Vorgaben und kann dazu führen, dass vorhandene Flexibilitätspotentialewie intelligenter Stromverbrauch oder die Nutzung von Speichern- aus dem Markt gedrängt werden. Im zentralen Kraftwerkssegment entstehen schnell Überkapazitäten, die Flexibilität im dezentralen Segment verhindern. Die Umsetzung in anderen Ländern hat bereits gezeigt, dass sich auch dezentrale Kapazitätsmärkte immer mehr zu zentralen Kapazitätsmärkten entwickeln. Als Folge würde der Marktwert Erneuerbarer Energie sinken, wodurch eine langfristige Förderspirale für konventionelle Technologien und erneuerbare Energien entstehen kann. Zudem würde Investitionszurückhaltung herrschen, während der Mechanismus in den nächsten Jahren ausgestaltet und auf europäischer Ebene beihilferechtlich diskutiert wird. Absicherungspflicht für Lieferanten ist effiziente und marktwirtschaftliche Alternative Wir sprechen uns stattdessen für eine Absicherungspflicht für Lieferanten (sog. Hedging) als Alternative zum Kapazitätsmarkt aus. Versorgungsunternehmen würden so verpflichtet, ihre Lieferverträge langfristig am Markt abzusichern. Eine solche Heding-Pflicht ist auch im Rahmen der jüngsten Reform der EU-Strombinnenmarktrichtlinie vorgesehen. In der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) wurde das Prinzip als Modell “Strommarkt-Plus” vorgestellt und im BMWK-Optionenpapier als “Kapazitätsabsicherungsmechanismus durch Spitzenpreishedging” (KMS) diskutiert. Mit einer Hedging-Pflicht wird die Stromversorgung über eine Anpassung der bestehenden Marktanreize und die Weiterentwicklung der Terminmärkte hergestellt. Am Strommarkt können so Produkte entstehen, die den Wert der Versorgungssicherheit berücksichtigen und langfristig gegen Risiken absichern. Stromerzeugern würden sichere Einnahmen zur Finanzierung ihrer Investitionen in Versorgungssicherheit garantiert, während gleichzeitig der technologische Wettbewerb belebt und sowohl vorhandene als auch neue innovative Flexibilitäten optimal genutzt würden, ohne Markteintrittsbarrieren zu schaffen. Um auch in Ausnahmesituationen Versorgungssicherheit garantieren zu können, sollte, wie vom BMWK vorgesehen, eine Kapazitätsreserve vorgehalten werden. Entscheidend ist, dass die September 2024Kapazitätsreserve weiterhin ausschließlich außerhalb des Marktes eingesetzt wird, um den Strommarkt nicht zu verzerren. Das sind Vorteile einer Absicherungspflicht gegenüber einem Kapazitätsmarkt ● Effiziente Ressourcen-Allokation statt Überkapazitäten: Mit einer Absicherungspflicht würden am Markt nur so viele Kapazitäten nachgefragt, wie tatsächlich benötigt werden. In einem Kapazitätsmarkt werden die Ausschreibungsmengen dagegen frühzeitig von staatlicher Seite festgelegt. Durch naturgemäß unvollständige Informationen kann es schnell zu hohen Kosten und Überkapazitäten kommen, die innovative Technologien verdrängen. ● Technologieoffenheit und Flexibilität statt Marktbarrieren: Durch Kapazitätsmärkte und Kraftwerksausschreibungen wird der Übergang zu einem neuen, dezentralen Energiesystem ausgebremst und stattdessen das alte Energiesystem mit großen, zentralen Kraftwerken zementiert.“ Flexibilitätsoptionen und technologische Innovationen werden verdrängt. Auch wenn dezentrale Kapazitätsmärkte den Anspruch haben, Innovation und neue Technologien zu stärken, zeigt sich in der Praxis, dass sie sich immer stärker zentralen Kapazitätsmärkten annähern und sich die Teilnahmekriterien an den großen Kraftwerken orientieren. ● Wettbewerb und Verbraucherschutz: Bei den geplanten Kraftwerksausschreibungen sowie beim Kapazitätsmarkt werden die Kosten pauschal auf die Verbraucher*innen und Steuerzahlende gewälzt. Mit einer Absicherungspflicht hätten Verbraucher*innen und Unternehmen dagegen die Möglichkeit, im Wettbewerb den Anbieter zu wählen, der die günstigsten Absicherungen bietet. ● Marktwirtschaft statt Förderspirale: Mit einer Absicherungspflicht wird die Nutzung von nachfrageseitiger Flexibilität für die Versorgungssicherheit honoriert. Durch die Anpassung des Verbrauchs an die volatile Erzeugung aus Sonne und Wind wird der Marktwert erneuerbarer Energie gestützt, der Förderbedarf sinkt. ● Kein Attentismus durch beihilferechtliche Genehmigung: Eine Absicherungspflicht bedarf keiner beihilferechtlichen Genehmigung. Dagegen muss ein Kapazitätsmarkt erst von der EU-Kommission freigegeben werden, wodurch dringend benötigte Investitionen jahrelang zurückgehalten werden könnten. Die Erfahrungen der Kraftwerkstrategie können als mahnendes Beispiel dienen. Wir bitten die Bundesregierung daher, im Sinne der Verbraucher*innen, der Technologieoffenheit und des Klimaschutzes umzusteuern und im anstehenden Gesetzgebungsprozess für die Kraftwerksstrategie und das Strommarktdesign nicht auf planwirtschaftliche Vorgaben, sondern auf den Markt und Flexibilität zu setzen. Gerne legen wir die hier geschilderten Bedenken in einem persönlichen Gespräch dar."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-09-01"}]},{"statementNumber":"SG2501220011","regulatoryProjectNumber":"RV0014532","regulatoryProjectTitle":"Marktbetrieb von Kleinanlagen im Stromspitzenpaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/2d/451491/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220011.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"// NUR ZUM INTERNEN GEBRAUCH\r\n17.12.2024\r\nStellungnahme zur Fraktionsinitiative “Gesetzesentwurf\r\nzur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur\r\nVermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen”\r\n1KOMMA5° unterstützt vollumfänglich den Gesetzesentwurf zur Änderung des\r\nEnergiewirtschaftsrechts zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen, der dem\r\nEnergie- und Wirtschaftsausschuss des Bundestages vorliegt. Die Regelungen tragen Sorge, dass\r\nDeutschland im Frühjahr 2025 über genügend Flexibilität im Stromnetz verfügt. Damit können\r\nPV-Einspeisespitzen abgefedert und kritische Netzsituationen vermieden werden. Die Regelungen\r\nsind der technologieoffene, technische Kern des umfangreicheren Regierungsentwurfs vom\r\nNovember, um Erzeugung und Speicher marktwirtschaftlich auszurichten. Gleichzeitig schont\r\nder Gesetzesentwurf die EEG-Kasse ab Tag eins, da EEG-Anlagen ihre Einspeisung in Zeiten mit\r\nhöheren Preisen verschieben und der Förderbedarf damit sinkt.\r\nBesonders die Regelungen zur marktlichen Integration von PV-Erzeugung sind zentral\r\n(Direktvermarktung). Erst wenn die Direktvermarktung für Kleinanlagen massengeschäftstauglich\r\nwird, lassen sich diese Anlagen aus der Einspeisevergütung in den Markt überführen. Zentral ist\r\netwa die Pauschalregel zur Einbindung von PV-Heimspeichern (§ 19 Abs 3c EEG), die die Be- und\r\nEntladung des Speichers in Abhängigkeit des Strompreises zulässt. Lediglich hier regen wir\r\ngeringfügigen Änderungsbedarf für mehr Tempo an: Statt Juli 2026, sollte die BNetzA die\r\nFestlegung nach §85d EEG für die Pauschalregel bereits bis Juli 2025 treffen müssen.\r\nSollte über den bestehenden Entwurf hinaus Potential zur Verbesserung bestehen, unterstützt\r\n1KOMMA5° die Möglichkeit pauschalierter Schadensersatzansprüche der Endkunden, wenn der\r\nVerteilnetzbetreiber (VNB) Fristen und Pflichten missachtet. Die Erfahrung zeigt, dass gesetzliche\r\nVerpflichtungen und Fristen bei energiewirtschaftlichen Prozessen der VNB nur so gut wie ihr\r\nDurchsetzungsmechanismus sind. Da die BNetzA jedoch bislang keine geeigneten\r\nDurchsetzungsmechanismen gegenüber den VNB hat, empfehlen wir, den Instrumentenkasten der\r\nBNetzA um dieses Mittel zu erweitern. Dies könnte im Rahmen einer Festlegungskompetenz für\r\ndie BNetzA schlank eingefügt werden.\r\n1\r\n// NUR ZUM INTERNEN GEBRAUCH\r\nAnhang - Wichtigste Regeln “EnWG 4.0 - Stromspitzenpaket”\r\nThema Regelung Gesetzesinhalt\r\nBewertung mit Blick auf die\r\n\"Stromspitzenthematik\"\r\n§19 Abs\r\n3c EEG\r\nMarktliche\r\nNutzung von\r\nSpeichern\r\nPauschalregel für Heimspeicher,\r\num mit einem Zähler die Teilnahme\r\nam Strommarkt zu ermöglichen,\r\nohne dass die Einspeisevergütung\r\ndes Kunden erlischt. Die\r\nBNetzA-Festlegung nach §85d\r\nEEG sollte für die Pauschalregel\r\nbereits auf Juli 2025 (statt Juli\r\n2026) vorgezogen werden.\r\nWichtige Komponente für die\r\nDirektvermarktung, um die 1.4\r\nMillionen Heimspeicher am\r\nStrommarkt partizipieren zu\r\nlassen. Der Effekt auf die\r\nStromspitzen ist direkt: Der\r\nKunde lädt und entlädt seinen\r\nSpeicher anhand der\r\nStrompreise (also speist nicht\r\nin der Mittagszeit). Auch\r\nnotwendig, um den Speicher\r\nvor einem Mittagspeak zu\r\nentleeren.\r\n§26 Abs 3\r\nEEG\r\nDigitale\r\nEndabrechn\r\nung in der\r\nDirektverma\r\nrktung\r\nEndabrechnung der Marktprämie\r\nwird anlagenscharf vom VNB zur\r\nVerfügung gestellt. Dies gilt für den\r\nBerechtigten, also auch für einen\r\nDritten, der die Direktvermarktung\r\nabwickelt.\r\nBeseitigt eine wichtige Hürde\r\nbei der Direktvermarktung für\r\nKleinstkunden, um\r\nmassengeschäftstaugliche\r\nProzesse möglich zu machen.\r\n§8g EnWG\r\nErteilung der\r\nMaLo\r\n(Direktverma\r\nrktung)\r\nSchafft das Recht auf die\r\nBereitstellung einer\r\nMarktlokations-ID (MaLo) binnen 4\r\nWochen.\r\nWichtige Grundlage, um\r\nEndkunden in die Lage zu\r\nversetzen, am Strommarkt\r\nabgerechnet werden zu können.\r\n§ 9 Absatz\r\n2 EEG\r\n2023)\r\nSpitzenkapp\r\nung\r\nBis zur Herstellung der Steuerung\r\ndurch ein intelligentes Messsystem\r\nmüssen Neuanlagen (in der\r\nEinspeisevergütung) zwischen 2\r\nund 25 kW auf 60% der\r\nEinspeiseleistung am\r\nNetzanschlusspunkt abgeregelt\r\nwerden.\r\nDirekter Effekt auf die\r\nEinspeisespitzen. Dies würde\r\neinen starken Anreiz für\r\nSpeicher zum \"peak shaving\"\r\nbieten.\r\n2"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-12-13"}]},{"statementNumber":"SG2501220012","regulatoryProjectNumber":"RV0014532","regulatoryProjectTitle":"Marktbetrieb von Kleinanlagen im Stromspitzenpaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ad/d6/451493/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220012.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nVom Aggregationsverantwortlichen zum virtuellen VNB\r\nWir regen an, die Marktrolle des Aggregationsverantwortlichen (AGV) so zu erweitern, dass dadurch eine deutschlandweit einheitliche Prozesslandschaft mit Netzbetreibern im Rahmen eines “virtuellen VNB” entsteht. Im Kern sollen marktwirtschaftlich organisierte Unternehmen diejenigen Aufgaben des Netzbetreibers auf Kundenwunsch übernehmen dürfen, die rein bilanzieller oder wirtschaftlicher Natur sind und vom physischen Netzbetrieb getrennt betrieben werden können.\r\nWas macht die AGV Rolle heute? Im Energiesystem heute aggregieren die Netzbetreiber (NB und ÜNB) Zählerstandsgänge und  Lastgängen zu Summenzeitreihen für Bilanzkreise oder Lieferanten. Diese von den regulierten natürlichen Monopolen der Netzbetreiber ausgeführte Aufgabe ist ihrer Art nach nicht monopolistisch. Ebenso wie die Stromlieferung oder auch der Messstellenbetrieb kann diese Dienstleistung vom eigentlichen Netzbetrieb abstrahiert und bereits heute im Rahmen eines virtuellen Bilanzierungsgebiets auch durch Dritte ausgeführt werden. \r\nUmgesetzt ist dieses virtuelle Bilanzierungsgebiet bei dem ladevorgangsscharfen Energiemengenzuordnung für die Elektromobilität gemäß Festlegung BK6-20-160 nebst zugehöriger BDEW-Anwendungshilfe. Weil Elektrofahrzeuge als Marktlokationen mobil sind,  braucht es eine Aggregation der aus Ladevorgängen gewonnenen Messwertgänge über Verteilnetzgrenzen hinweg. Derzeit agieren diese Dritte der Marktrolle NB, ohne selbst Netzbetreiber im Sinne des §3 EnWG zu sein. Rahmenverträge und Marktkommunikation zwischen den tatsächlichen Netzbetreibern und den Aggregationsverantwortlichen existieren und basieren auf den Datenaustauschformaten, die die Netzbetreiber auch untereinander nutzen.\r\n\r\nWie könnte der AGV zu einem vollwertigen “virtuellen VNB” erweitert werden? In der Rolle des “virtuellen VNB” könnten weitere für die Flexibilisierung notwendigen Prozessschritte mit Netzbetreibern (u.a. Direktvermarktung) aus einer Hand erledigt werden. Der AGV agiert dabei als vorgelagerter Netzbetreiber und steht damit zwischen dem tatsächlichen Netzbetreiber und Endkunden. Denkbare Prozesse sind etwa:\r\nÄnderung der Bilanzierung von SLP auf LGS\r\nAggregation komplexer Messstellen\r\nRegistrierung des Speicher-Modus (Bezug vs Einspeisung vs Insel)\r\nRegistrierung des Speicher-Modells (Ausschließlichkeit vs Pauschaloption)\r\nVergabe der MaLo-ID\r\nAnmeldung der Anlage für die Direktvermarktung\r\nAuszahlung der Vergütung an den Endkunden bzw einen vom Kunden bestimmten Dritten\r\n…\r\nAllen Anwendungen gemein ist, dass die bislang auf NB und MSB aufgeteilten komplexen Prozesse  mit aufwändig zu implementierenden Datenformaten wesentlich flexibler abgewickelt werden können und sich nicht auf den kleinsten gemeinsamen Nenner der Regulierung beschränken müssen,  wenn die Aggregationsverantwortung wettbewerblich innerhalb eines auf solche Fälle spezialisierten  virtuellen Bilanzierungsgebiet wahrgenommen wird. In allen Fällen, in denen Kunden frei über die Verarbeitung ihrer Messwerte entscheiden dürfen, können auf diese Weise rasch innovative Produkte entstehen – oder aufgrund zu hoher Kosten oder  mangels Nachfrage scheitern und deswegen rechtzeitig verworfen werden. \r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-13"}]},{"statementNumber":"SG2501220014","regulatoryProjectNumber":"RV0014532","regulatoryProjectTitle":"Marktbetrieb von Kleinanlagen im Stromspitzenpaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b2/14/451495/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220014.pdf","pdfPageCount":15,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"PARLAMENTARISCHES FRÜHSTÜCK “Wie KI alle Probleme der Energiewende löst“ 10. OKT 2024\r\n1\r\n\r\nAgenda\r\n3\r\n-\r\n1KOMMA5°-was macht uns zum europäischen Marktführer?\r\n-\r\nHeartbeat AI -die Technik hinter unserer KI-basierten Optimierung von Stromverbrauch, Kosten & CO2\r\n-\r\nRegulatorik-das Strommarktdesign der Zukunft, wie können wir kostenlosen Strom von Wind & Sonne allen anbieten?\r\n-\r\nFragen und Diskussion\r\n\r\nFossile Energiequellen kosten uns viel:\r\nGeld, Unabhängigkeit, CO-Budget\r\nFÖRDERUNG TRANSPORT RAFFINERIEN\r\n\r\n1KOMMA5° elektrifiziert, installiert und vernetzt flexible\r\nVerbraucher im Rhythmus von Wind und Sonne damit\r\nEnergie-, Mobilitäts- und Wärmewende Hand in Hand gehen\r\nfür einen konsequenten und erfolgreichen Systemwechsel\r\nWÄRME SOLAR STROM SPEICHERUNG MOBILITÄT\r\n\r\nVolatilität ist Herausforderung der Erneuerbaren Energien\r\nRESTBEDARF\r\n4.160 Stunden\r\n\r\nFlexibilität verbessert Netzstabilität und spart Netzausbau. Einsparpotenzial von 4,8 Mrd/Jahr in 2035\r\n11\r\nENERGIEWENDEKOSTEN\r\nElektroautos, Wärmepumpen & Batteriespeicher bieten ein erhebliches Flexibilitätspotential\r\n●\r\nIn 2035können diese Flexibilitäten in Deutschland jährlich 100 TWh der Stromnachfrage verlagern und 4,8 Milliarden Euro einsparen\r\n●\r\nDynamische Stromtarife aktivieren Flexibilitäten der Haushalte kostengünstiger als flexible Erzeugungsanlagen, wodurch Netzausbaukosten um fast 45 % gesenkt werden\r\n●\r\nSystemdienlich betriebene Verbraucher senken Kosten im Stromsystem gegenüber lastgetriebenem Betrieb (Wärmepumpe um 24%, Laden eines Elektroautos um mehr als 70%)\r\n\r\nUm von Flexibilität zu profitieren, bedarf es der\r\nrichtigen regulatorischen Rahmenbedingungen\r\nREGULATORIK\r\ni\r\nFlexibilität fördern Smart Meter skalieren\r\n• Förderung marktlich\r\nausrichten: Vergütung für\r\nErneuerbare an intelligente\r\nSteuerung binden\r\n(Direktvermarktungspflicht\r\nab 2kW)\r\n• Speicher als vorhandene\r\nPuffermöglichkeit müssen\r\nins Netz zurückspeisen\r\nkönnen (Guter BNetzA\r\nVorschlag erfordert\r\nerneute Anpassung von § 19\r\nAbs 3 EEG)\r\n• Smart Meter Rollout durch\r\nAnheben der\r\nPreisobergrenze (POG)\r\nbeschleunigen\r\n• Vorzeitigen Einbau auf\r\nKundenwunsch\r\nbeibehalten\r\n• Spezielle Messgeräte in\r\nagilen Rollout mit\r\naufnehmen\r\n• Reformbedarf bei VNBs:\r\nBürokratieabbau, IT &\r\nProzessstandardisierung,\r\nPönalisierung bei\r\nNichteinhaltung von\r\nFristen\r\n• Doppelte Netzentgelte für\r\nHeimspeicher abschaffen,\r\nwenn Strom nur\r\nzwischengespeichert wird\r\nNetze zukunftsfit machen\r\n14"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-10-10"}]},{"statementNumber":"SG2501220015","regulatoryProjectNumber":"RV0014532","regulatoryProjectTitle":"Marktbetrieb von Kleinanlagen im Stromspitzenpaket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d5/74/451497/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220015.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Dedicated Measurement Devices\r\nAd-hoc Übergangslösung für den Smart-Meter\r\nbei 3,5 mio PV-Haushalten\r\nGespräch BMWK\r\n05.12.24\r\n1\r\n\r\nEU-Verordnung ermöglicht DMD-Nutzung bereits heute\r\n●\r\nEU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung richtet neuen Typ von Messeinrichtung ein (DMDs)\r\n●\r\nGültigkeit: Juli 2024 (ab sofort –keine Umsetzung nötig)\r\n3\r\nArtikel 7b E-BMVO\r\nArtikel 7b\r\nSpezielles Messgerät\r\n(2)WenneinEndkundeüberkeinenintelligentenZählerverfügt[…],akzeptierenÜbertragungs-undVerteilernetzbetreiberzurAbrechnungvonLaststeuerungs-undFlexibilitätsleistungen[…]dieDatenvonspeziellenMessgeräten,[…].DieseVerpflichtunggiltvorbehaltlichderEinhaltungdervondenMitgliedstaatengemäßAbsatz3festgelegtenVorschriftenundAnforderungen.\r\n(3)DieMitgliedstaatenlegendieVorschriftenundAnforderungenfüreinVerfahrenzurValidierungderDatenderspeziellenMessgerätefest,umdieQualitätundKonsistenzdereinschlägigenDaten\r\n[…]zuüberprüfenundsicherzustellen.\r\n\r\nStromwandler bilden die Grundlage von DMD-Messungen\r\n●\r\nMessung der Spannung an einzelnen Leitungen durch Stromwandler\r\n●\r\nIm Produkt oder extern verbaut\r\n●\r\nNicht eichrechtskonform\r\n●\r\nGenauigkeit (< 5% Abweichung) zertifizierbar nach IEC 62052-11 und IEC 62053-22\r\n●\r\nKundenoptimierung über Hersteller-Backends\r\n●\r\nCyber-Security: Verpflichtung zu IEC 62443\r\n\r\nDMD-Daten: Vom Backend ins Energiesystem über den wMSB\r\n5\r\nEinbindung ins Energiesystem\r\n● Anwendung für Direktvermarktung, dynamische\r\nStromtarife und zeitvariable Netzentgelte\r\n● Wettbewerbliche Messstellenbetreiber als\r\nEmpfänger der Daten (freiwillige Schnittstelle)\r\n● Minimal-Anpassungen in der MaKo zu\r\nStammdaten nötig\r\n● Alternativ Rolle des\r\nAggregationsverantwortlichen prüfen\r\n\r\nÜbergangsinitiativen im Vergleich\r\n6\r\nInitiative\r\nDedicated Measurement Devices\r\nSelbstausgelesene\r\nmoderne Messeinreichtung (mME)\r\n“Simplify Smart Metering” (Fernausgelesene mMEs)\r\nTechnologie\r\nStromwandler + Hersteller Backend\r\nmME + Infrarotmessung + Hersteller Backend\r\nmME + LPWAN, wM-Bus\r\nEichrechtskonform\r\nnein (IEC Zertifizierung möglich)\r\nnein (Zeitstempel nicht geeicht)\r\nja (?)\r\nZweite Anfahrt\r\nnein\r\nja\r\nja\r\n# Bestandskunden\r\n3.5 mio +\r\nwenige\r\nwenige\r\nAdressatenkreis\r\nPV-Erzeuger\r\nalle\r\nalle\r\nKundenoptimierung\r\nHersteller-Backend\r\nHersteller-Backend\r\nHersteller Backend"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-05"}]},{"statementNumber":"SG2501220013","regulatoryProjectNumber":"RV0014533","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen für die neue Legislaturperiode","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/f8/451499/Stellungnahme-Gutachten-SG2501220013.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"#NewEnergy Handlungsempfehlungen für die nächste Legislaturperiode\r\nKostenwende in der Energiewirtschaft durch Flexibilität Wind und Sonne schicken keine Rechnung - das Energiesystem aber schon! Trotz Rekordproduktion durch erneuerbare Energien zahlen Haushalte europaweit die höchsten Strompreise und der Staatshaushalt ist jedes Jahr mit Milliarden belastet. Denn: Subventionen, System- und Netzkosten wachsen mit.\r\nMit 60% erneuerbarer Energie im System hat in Deutschland das Endspiel der Energiewende begonnen. Die zur Mittagszeit produzierte kWh einer Solaranlage verliert an Wert. Entscheidend wird, wann die kWh gebraucht wird. Die Lösung: Flexibilität aus dezentralen Speichern und Verbrauchsoptimierung. Sie wird zur Währung, die über die Kosten für Endkunden und System entscheidet. Wer seine Wärmepumpe, E-Fahrzeug oder Heimspeicher zur richtigen Zeit betreibt und lädt, spart Geld. Gleichzeitig reduzieren sich die Systemkosten, weil das Netz auf geringere Ausschläge dimensioniert werden muss.\r\nStudien beziffern das Potential dezentraler Flexibilität auf mehr als 200 GW bis 2030. Heute sind etwa 1,7 Mio. Batterie-Heimspeicher installiert, können jedoch nicht am Markt genutzt werden. Haushalte könnten dann zwischen 500-800€ jährlich sparen. Für das System (Markt und Netz) wird es beispielsweise bis zu 70% günstiger, wenn etwa ein E-Fahrzeug dynamisch geladen wird. Und der Arbeitsmarkt wächst mit: zuletzt waren knapp 400.000 in der Erneuerbaren-Branche beschäftigt. Damit die Kostenwende gelingt, braucht es folgende Weichenstellungen:\r\n1. Smarte Einspeisung statt EEG-Hängematte: Die Einspeisevergütung sollte durch einen marktlichen Einspeisemechanismus (Direktvermarktung) ersetzt werden.\r\n2. Heizungsgesetz reformieren - aber planbar: Der CO2-Preis kann eine Förderung ersetzen, wenn sie planbar abschmilzt und die Rahmenbedingungen stimmen.\r\n3. Kleinanlagen-Vermarktung massentauglich machen: Eine funktionierende Direktvermarktung braucht standardisierte Prozesse bei den Verteilnetzbetreibern.\r\n4. Systemsicherheit durch Hedging-Verpfl ichtung statt Kapazitätsmarkt: Ein Kapazitätsmarkt ist nicht technologieneutral, lässt Flexibilität links liegen und erhöht die Strompreise.\r\n5. Heimspeicher mit Großspeichern bei den Netzentgelten gleichstellen: Zwischengespeicherte Strommengen müssen beim Heimspeicher und der Großbatterie gleich behandelt werden.\r\n6. Smart-Meter-Rollout de-regulieren und beschleunigen: Europaweit zugelassene Messgeräte und Hersteller-Schnittstellen beschleunigen den Rollout und machen ihn günstiger.\r\n7. Redispatch-Kosten reduzieren, Flexibilitätsmärkte schaffen: Wenn haushaltsnahe Flexibilität in einen komplementären Redispatch mit aufgenommen wird, sinken die Netzengpasskosten.\r\n1. Smarte Einspeisung statt EEG-Hängematte\r\nJe besser sich das Energiesystem an Wind und Sonne anpasst, desto günstiger wird es. Das bedeutet, dass es keine Förderung geben darf, die nicht an den Systembedürfnissen ausgerichtet ist. Dies ist aktuell jedoch noch der Fall mit dem EEG-Einspeisetarif für PV-Anlagen unter 100kWp. Zu jeder Zeit wird danach ein fest vergüteter Einspeisetarif gezahlt, selbst wenn der Strompreis negativ ist (etwa zur Mittagszeit). Ebenfalls problematisch: PV-Bestandsanlagen belasten den Bundeshaushalt im Zweifel noch weitere 20 Jahre durch eine vertraglich verbriefte Einspeisevergütung.\r\n▶ Neuanlagen sollten statt eines EEG-Einspeisetarifs nur noch in der Direktvermarktung betrieben werden (ab 2kW). Kunden müssen sich entweder zur 0-Einspeisung entscheiden oder ihren Strom am Markt veräußern. Übergangsweise sollte die Direktvermarktung im Marktprämienmodell als Sicherheitsnetz am Markt weiter bestehen bleiben. Bei Bestandsanlagen müssen Kunden aufgrund Ihres vertraglich verbrieften Bestandsschutzes aus dem Einspeisetarif “herausgelockt” werden. Ermöglicht werden könnte dies entweder über einen Bonus pro kWh auf den anzulegenden Wert in der Direktvermarktung. Alternativ könnten Kunden ihre verbleibenden EEG-Ansprüche gegen vergünstigte KfW-Kredite in fl exible, CO2 mindernde Gebäudetechnologie abtreten (zB für Speicher, klimaneutrale Heizung oder Ladeinfrastruktur). Diese “Umschuldung” wäre zugleich fi skalischer Stimulus, beendet die EEG-Vergütung aufkommensneutral und setzt die Kunden den Signalen des Energiemarktes aus.\r\n2. Heizungsgesetz reformieren - aber planbar\r\nDie Debatte um die Dekarbonisierung des Wärmesektors hat zu erheblicher Verunsicherung auf Kundenseite geführt. Die Wärmepumpentechnologie bleibt eine der wenigen Green-Tech Technologien mit starkem deutschen Herstelleranteil, auch im Ausland. Diese wirtschaftliche Stärke gilt es zu erhalten und auszubauen. Gleichzeitig braucht es mehr Planbarkeit für die Wirtschaft als schwankende Förderzyklen es aktuell tun.\r\n▶ Eine Reform des Gebäude-Energie-Gesetzes sollte auf einen zuverlässig steigenden CO2-Preis setzen. Mittelfristig kann dies, in Kombination mit vergünstigten KfW-Krediten, eine Förderung ersetzen. Kurzfristig darf es jedoch zu keinem Fadenriss in der Förderung kommen. Ein politisch klar festgelegter Abschmelzungspfad der Förderung bis 2028 schafft Sicherheit bei Kunden und Herstellern. Die abschmelzende Förderung sollte den steigenden CO2-Preis dabei “spiegeln” - steigt dieser, sinkt die Förderung. Um das Stromsystem zu entlasten, sollten zudem nur steuerbare Wärmepumpen gefördert werden.\r\n3. Kleinanlagen-Vermarktung massentauglich machen\r\nWenn die Einspeisevergütung abgewickelt wird, müssen Marktprozesse auch für kleine Anlagen funktionieren. Heute scheitert jedoch die marktliche Integration von Haushalten im Strommarkt regelmäßig an nicht-massentauglichen Prozessen einer historisch gewachsenen Akteurslandschaft im Energiesystem. Die mehr als 800 Verteilnetzbetreiber erfordern manuelle, nicht skalierbare Prozesse bei einer hohen Anzahl von Endkunden. Dies macht die millionenfache Marktintegration (Direktvermarktung) von Endkunden teuer und damit unmöglich.\r\n▶ Der EEG/EnWG Regierungsentwurf hat bereits Verbesserungen zur massentauglichen Abwicklung der Direktvermarktung identifi ziert, ist jedoch nicht verabschiedet. Dazu gehören Verbesserungen für Speicher und Formalvorgaben für Netzbetreiber. Diese gilt es in einem 100-Tage Gesetz schnell auf die Straße zu bringen. Darüber hinaus sollten Netzbetreiber jedoch stärker in die Haftung genommen werden können, wenn gesetzliche Vorgaben und deren Fristen nicht eingehalten werden. In diesen Fällen braucht es pauschalierte Schadensersatzansprüche für die Kunden. Schließlich sollten alle administrativen Aufgaben von Verteilnetzbetreibern durch deutschlandweit tätige Stellen oder Unternehmen zentralisiert werden, sodass Netzbetreiber sich auf ihre Kernaufgabe (Netzausbau und -bewirtschaftung) konzentrieren können. Solche “virtuellen” VNBs könnten aus dem bereits heute bestehenden Konzept eines virtuellen Bilanzierungsgebietes hervorgehen.\r\n4. Systemsicherheit durch Hedging-Verpfl ichtung, nicht durch einen Kapazitätsmarkt\r\nEin Kapazitätsmarkt ist das falsche Mittel für Systemsicherheit. Erstens ist ein Kapazitätsmarkt inhärent innovationsfeindlich und nicht technologieneutral. Der Beitrag zur Systemsicherheit (und die Höhe der Subvention) wird durch einen staatlich festgelegten Parameter (de-rating-Faktor) beschrieben, der Speicher und dezentrale Flexibilität nicht abbilden kann. Noch nicht etablierte Technologien kann er gar nicht abbilden. Zweitens werden die Kosten eines solchen Marktes als Umlage auf den Strompreis aufgeschlagen - der Endkundenpreis steigt also weiter.\r\n▶ Statt Gas- und Wasserstoffkraftwerke über einen Kapazitätsmarkt staatlich zu subventionieren, sollte der Markt über die günstigste Lösung für die Systemsicherheit entscheiden. Zwei Elemente sind dafür nötig: Erstens, eine Weiterentwicklung der EU-Vorgabe zum Preisspitzen-Hedging. Demnach müssen sich Akteure gegenüber extremen Strompreisen am Markt versichern. Der Markt wird diese Versicherung nur gewähren, wenn entsprechende Technologien hinterlegt werden. Zweitens sollten die heute bestehenden und vom Markt ausgeschlossenen Reserven beibehalten werden.\r\n5. Klein-Flexibilität mit Großspeichern bei den Netzentgelten gleichstellen\r\nDer Bundestag hat Speicher bis 2029 von den “doppelten Netzentgelten” befreit (§ 118 Abs. 6 EnWG). Bislang gilt dies nur für Großspeicher, da die Bundesnetzagentur lediglich rein netzgekoppelte Speicher als befreit ansieht. Zwischengespeicherte Strommengen in Heimspeichern oder E-Fahrzeugen sind nicht netzentgeltbefreit, obwohl sie genau das Gleiche tun.\r\n▶ Heimspeicher und E-Fahrzeuge dürfen gegenüber Großspeichern nicht diskriminiert werden. Wie beim Großspeicher muss hier das Netzentgelt entfallen, wenn die kWh nur zwischengespeichert wird. Umgesetzt werden kann dies über das bereits defi nierte Pauschalmodell der BNetzA (§19 Abs 3 EEG neu), das auf andere staatliche Umlagen anwendbar ist.\r\n6. Smart-Meter-Rollout de-regulieren und beschleunigen\r\nDer Neustart des Smart-Meter Rollouts von 2023 hat die Erwartungen bislang nicht erfüllt. Deutschland ist weiterhin Schlusslicht im europäischen Vergleich. Fehlende Smart-Meter blockieren den Marktzugang von Endkunden und damit systemdienliches Verhalten. Zudem hat die deutsche Sonderarchitektur ihren Preis. Nach den jüngsten MsBG-Reformvorschlägen schlägt der Smart-Meter mit über 200€ pro Jahr für den durchschnittlichen Kunden zu Buche.\r\n▶ Um den Turbo beim Rollout zu zünden und die Kosten zu reduzieren, muss der deutsche Sonderweg verlassen werden. Europäisch zertifi zierte Messgeräte sollten auch in Deutschland verwendet werden dürfen. Steuerungsschnittstellen der Endgeräte (Speicher, Wechselrichter) sollten statt national defi nierter Steuerboxen zum Einsatz kommen können.\r\n7. Redispatch-Kosten reduzieren, Flexibilitätsmärkte schaffen\r\nRedispatch entsteht dann, wenn das Stromnetz nicht hergibt, was der Strommarkt vereinbaren möchte. Er ist also die manuelle Korrektur für Energiemengen, die nicht transportiert werden können. Diese Entschädigungszahlungen belaufen sich aktuell auf 2-3 Mrd Euro jährlich. Gleichzeitig sind Speicher und Kleinstverbraucher nicht in der Lage, ihre Flexibilität für diese Korrekturen zur Verfügung zu stellen. Bestehende Mechanismen liefen bislang ins Leere (so erhielt etwa die “Nutzen statt Abregeln” Auktion in 2024 null Gebote).\r\n▶ Der effizienteste Weg wäre die Teilung der deutschen Strompreiszone. Wenn Deutschland diesen Weg politisch nicht gehen möchte, müssen andere Mechanismen an dessen Stelle treten. Werden etwa haushaltsnahe Flexibilität wie Heimspeicher und E-Fahrzeuge in einen marktlichen, komplementären Redispatch mit einbezogen, könnte dies die Kosten massiv senken. Während die Übertragungsnetzbetreiber den Mechanismus technisch erfolgreich getestet haben, scheiterte eine fl ächendeckende Lösung bislang politisch."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-01-10"}]},{"statementNumber":"SG2505300011","regulatoryProjectNumber":"RV0017347","regulatoryProjectTitle":"Stärkung der Preissignale in den Netzentgelte (AgNes)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f1/53/555048/Stellungnahme-Gutachten-SG2505300011.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Flexibel ist das neue Solidarisch: \r\nWie ein effizientes Netzentgeltsystem für alle aussehen sollte.\r\n19. Mai 2025\r\nI.\tExecutive Summary\r\nNetzentgelte sind ein signifikanter Bestandteil der Strompreise. Mit Blick auf die Transformation des Energiesystems werden sie in den nächsten Jahren weiter steigen: Der Zuwachs an erneuerbaren Erzeugern, elektrifizierten Verbrauchern im Wärme- und Mobilitätssektor, die Digitalisierung der Netze sowie zahlreiche Netzentgeltprivilegierungen verursachen Kosten, die über die Netzentgelte getragen werden. Das spüren Wirtschaft und Privatverbraucher. \r\nDie Diskussion um hohe Strompreise und ihre Folgen schlägt sich auch im Koalitionsvertrag der künftigen Bundesregierung nieder. Die schwarz-rote Koalition möchte die Strompreise deshalb insbesondere durch eine Bezuschussung der Netzentgelte senken. Die Bundesnetzagentur hat jüngst ein erstes Diskussionspapier für eine grundsätzliche Reform der Netzentgelte veröffentlicht.\r\nKlar ist: Die derzeitige Netzentgeltsystematik wird den anstehenden Herausforderungen nicht gerecht. Ziel muss es sein, den Anstieg der Netzentgelte durch strukturelle Reformen so gering wie möglich zu halten.  Dabei gilt: \r\n•\tEine Netzentgeltsystematik sollte anhand klarer Prinzipien aufgebaut werden. Kosteneffizienz, Kostenreflexivität und die Identifikation der Kostentreiber mit Blick auf Ort und Zeit der Netznutzung müssen im Zentrum stehen.\r\n•\tDie Debatte darf nicht mit häufig assoziierten Zielen vermischt werden: Verteilungsgerechtigkeit sowie die Behandlung spezifischer Technologien oder Kundengruppen müssen möglichst außen vor gelassen werden. \r\n•\tEin zukünftiges Netzentgelt sollte drei verschiedene und klar abgrenzbare Kostenblöcke des Netzes bepreisen: Zukunftsinvestitionen sollten durch ein dynamisches Netzentgelt in Euro pro Kilowattstunde (kWh), zeitlich und örtlich variabel bepreist werden, um die richtigen Anreize zu setzen. Netzbetriebskosten sollten bestmöglich ihren Verursachern zugeordnet werden (z.B. Stromverluste in Euro pro kWh). Historische Kosten/Residualkosten können, wenn nötig, über einen zeitlich variablen Anschlusspreis in Euro pro Kilowatt bepreist werden.\r\n•\tFür eine möglichst starke Anreizwirkung müssen die Residualkosten so gering wie möglich gehalten werden. Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt sollten ausschließlich hierfür verwendet werden.\r\n•\tAuch gilt: Wer durch sein Verhalten das Netz entlastet, sollte honoriert werden (Flexibilität und negative Netzentgelte).\r\n•\tDie Netzentgeltsystematik sollte Netzdienlichkeit in einem Level-Playing-Field durch ein dynamisches Netzentgelt anreizen. Dies darf nicht durch Privilegierungen einzelner Verbraucher verzerrt werden.\r\nII.\tProblem und Zielsetzung\r\nDie verbleibenden Kosten der Energiewende werden maßgeblich bei den Infrastrukturkosten entschieden. Der Bundesrechnungshof sieht einen Investitionsbedarf von mehr als 700 Milliarden Euro bis 2045. Für eine bezahlbare Energiewende gilt es, diesen Investitionsbedarf so klein wie möglich zu halten. Dafür braucht es die richtigen Anreize in den Netzentgelten. \r\n\r\n\r\nIn einem Prozess für eine neue Netzentgeltsystematik müssen diese Anreize richtig begründet und implementiert werden. \r\n\r\nIm Folgenden wird dargestellt, welche Ziele dabei verfolgt werden sollten:\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nIII.\tUmsetzung in eine Netzentgeltsystematik \r\nEine Netzentgeltsystematik sollte auf den oben genannten klaren Prinzipien aufbauen, die Ziele und Randbedingungen eines auf erneuerbaren Energien ausgerichteten Stromsystems beschreiben: Kosteneffizienz, Verursachergerechtigkeit bzw. Kostenreflexivität und Zeit und Ort als zentrale Kostentreiber. Auch Bestandteile, die nicht in die Diskussion gehören, müssen klar identifiziert werden.  \r\nZur Erreichung der genannten Ziele müssen die unterschiedlichen Kostenblöcke eines Verteilnetzbetreibers – wie Netzausbaukosten, Ersatzinvestitionen, Verlustenergie, etc. – den Netznutzern zugewiesen werden, die sie verursachen. Unterschiedliche Kostenblöcke können unterschiedliche Entgeltsystematiken erfordern. Dabei ist maßgeblich, ob das jeweilige Nutzerverhalten diese erhöht oder verringert. Dies gelingt am ehesten durch die folgenden Elemente: \r\n\r\n \r\n1.\tNetzausbaukosten durch dynamische Netzentgelte für Verbrauch und Erzeugung abbilden. \r\nEin hochdynamisches Netzentgelt für Erzeugung und Verbrauch bildet die Verursachergerechtigkeit für zusätzlichen Netzausbau am besten ab. Dabei gelten unterschiedliche Preise in Euro je Kilowattstunde, abhängig von der Zeit und dem Ort der Netznutzung. \r\nBestimmte Netze in Deutschland müssen vor allem durch die steigende Nachfrage nach Strom ausgebaut werden. Wer in diesen Regionen zu Zeiten niedriger Last verbraucht, ist geringer an den Netzkosten zu beteiligen als derjenige, der in Zeiten der örtlichen Jahreshöchstlast verbraucht. Quantitative Analysen zeigen, dass ein dynamisches volumetrisches Entgelt   in Euro pro kWh und zeitlich und örtlich differenziert den geringsten Netzausbaubedarf erzeugt. \r\n2.\tEinheitliche Preislogik. \r\nDie Netzentgeltsystematik sollte nicht zwischen Kundengruppen differenzieren. Individuelle Logiken für Prosumer, Industrie, Speicher, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Freiflächen-PV sind nicht zielführend und vermischen häufig Verursachergerechtigkeit und Verteilungsgerechtigkeit.\r\n\r\n3.\tDynamische Erzeugerkomponente.\r\nIn den Diskussionen zur Reform der Netzentgelte wird häufig auch eine Erzeugerkomponente erwähnt (etwa für PV). Grundsätzlich würden Netzentgelte für neue Erzeuger diese im Wettbewerb mit den alten, meist fossilen Erzeugern massiv schlechter stellen. \r\nDennoch heißt Verursachergerechtigkeit von Netzausbau, dass Netzentgelte von Erzeugern und Verbrauchern erhoben werden können müssen (Prinzip symmetrischer Netzentgelte). Denn ist in einem Gebiet der Ausbau getrieben durch die PV- oder Wind-Einspeisung, dann müsste das Netzentgelt-Signal für einen kosteneffizienten Ausbau auch die Einspeiseseite erreichen. \r\nBei einem solch radikalen Schritt müssen Anlagenbetreiber durch flexible Einspeisung ihren Beitrag zum Netzausbau und damit zu den Netzkosten so gering wie möglich halten können. Wer an einem Ort mit hoher Einspeisung zu einer Zeit einspeist, in der auch alle anderen einspeisen, der zahlt mehr Netzentgelt. Wer dagegen seine Einspeisung verschieben kann, zahlt weniger. \r\nEbenso müssten fossile Kraftwerke Netzentgelte zahlen – auch solche im Bestand. Andernfalls würde der Markt massiv zu Lasten der Erneuerbaren und zu Gunsten der fossilen Kraftwerke verzerrt. Genauso würde der Markt verzerrt, wenn von Erzeugern stattdessen pauschale Beiträge zur Netzfinanzierung erhoben würden, die sie nicht durch Flexibilität beeinflussen könnten – etwa Baukostenzuschüsse oder Grundpreise. \r\n4.\tFlexibilität und negative Netzentgelte.\r\nWer Netzausbau vermeidet oder durch Flexibilität im bestehenden Netz Kapazität frei macht, der sollte dafür durch negative Netzentgelte belohnt werden können. Speicher, bidirektionale Ladepunkte und flexible Verbraucher können den Netzausbau verringern, wenn sie gezielt das Gegenteil von dem tun, was die Mehrheit der Netznutzer in ihrem Netzgebiet gerade tut (“antizyklisches Verhalten”). Das schafft Netzkapazität ohne Netzausbau. \r\nWenn ein Speicherbetreiber zu einer Zeit mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung in seinem Netz Strom bezieht, dann muss sein Netzentgelt sinken oder er erhält sogar Entgelte zurück. Andersherum genauso: Wer in Zeiten hohen Netzbezugs lokal Strom einspeist, der verringert den Bedarf an Netzausbau und sollte ebenfalls honoriert werden. Solch planbar antizyklisches Verhalten ist der Schlüssel zur Vermeidung von Netzausbaukosten.\r\n5.\tVerteilung zwischen Netzebenen.\r\nAnders als früher nutzen die auf den höheren Netzebenen angeschlossenen Netznutzer heute auch die unteren Ebenen des Verteilnetzes. Dort wird der Strom aus Millionen PV-Anlagen eingesammelt, den die auf der Übertragungsnetzebene angeschlossenen Großverbraucher dann nahezu kostenlos verbrauchen können. \r\nEntsprechend wären die Nutzer der Übertragungsnetze sowie der Hoch- und Mittelspannungsebene ebenfalls an der Finanzierung der Niederspannungsnetze zu beteiligen.\r\n6.\tUnterschiedliche Kostenblöcke auf unterschiedliche Entgelt-Elemente mappen.\r\nDie Kosten des Netzes bestehen aus unterschiedlichen Kostenblöcken, die unterschiedliche Verursacher haben können. Um einen Anreiz zur Kostenvermeidung zu geben, sollten sie entsprechend den unterschiedlichen Elementen eines Entgeltes zugeordnet werden. \r\nAls Beispiel: Stromverteilung und -übertragung führen zu Verlustenergie in Höhe von zuletzt ca. sechs Milliarden Euro pro Jahr. Diese sollten je kWh umgelegt werden, da mit jeder aus dem Netz bezogenen kWh auch Verlustenergie einhergeht. \r\n7.\tDie historischen Kosten des Netzes durch Anschlusskosten finanzieren.\r\nKosten, die nicht unmittelbar auf Netzausbau und Netzbetrieb entfallen, sind Kosten für die Beibehaltung des Status Quo (Historische-/Residual-Kosten). Da dieser Kostenblock keine Lenkungswirkung mehr entfalten kann, kommt es darauf an, mit vorhandener Netzkapazität sparsam umzugehen und im bereits bestehenden Netz zusätzliche Kapazität für neue Netznutzer freizumachen. \r\nDies gelingt am ehesten durch einen zeitlich variablen Anschlusspreis – entweder als Leistungspreis oder als Kapazitätspreis in EUR pro kW Anschlussleistung für Zeiten hoher Netzbelastung. Damit würden auch Prosumer adäquat an der Netzinfrastruktur beteiligt, auch wenn sie das Netz beispielsweise nur im Winter nutzen. Um die Anreizwirkung dynamischer Netzentgelte möglichst intakt zu lassen, sollten Zuschüsse aus dem Bundeshaushalt ausschließlich für solche Anschlusskosten verwendet werden.\r\n8.\tTransformationspfade statt Abkürzungen. \r\nDie Einführung einer neuen Netzentgeltsystematik ist ein politischer Kraftakt. Widerständen sollte mit langen Übergangszeiträumen begegnet werden. \r\nNicht empfehlenswert wäre es an Stelle der Einführung kostenreflexiver Netzentgelte nur pauschale Anpassungen in der bestehenden Netzentgeltsystematik vorzunehmen. \r\n\r\n9.\tPartizipation als Schlüssel. \r\nNur wenn die Bedürfnisse des Netzes durch dynamische und kostenreflexive Netzentgelte möglichst vielen Netznutzern zugänglich gemacht werden, können die Netze auf das kosteneffiziente Maß ausgebaut werden. Durch ihre Reaktion – oder fehlende Reaktion – auf dynamische Entgeltkomponenten signalisieren Netznutzer den Netzbetreibern ihren Bedarf an Netzausbau. Entsprechend sind fein-granulare dynamische Netzentgelte möglichst vielen Netznutzern zugänglich zu machen. Nur in technisch zwingenden Ausnahmefällen sollte mit nicht-kostenreflexiven Elementen wie Pauschalen gearbeitet werden dürfen.\r\n\r\n \r\n\r\nDie neun hier aufgeführten Elemente würden eine kostenreflexive Netzentgeltsystematik bewirken, die die Ausbaukosten minimiert und zugleich für ein leistungsfähiges Zielnetz sorgt. Sie würden damit einen entscheidenden Beitrag zu einem möglichst kosteneffizienten Gelingen der Transformation des Energiesystems leisten – zum Wohle von Wirtschaft und Privatverbrauchern.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-20"}]},{"statementNumber":"SG2606300425","regulatoryProjectNumber":"RV0017347","regulatoryProjectTitle":"Stärkung der Preissignale in den Netzentgelte (AgNes)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ea/09/797090/Stellungnahme-Gutachten-SG2606300425.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Flexibilität fördern, Netzausbaukosten senken:\r\n7 Empfehlungen für die Niederspannung\r\nDer Ausbau der Netze gilt mit Investitionen für Deutschland zwischen 500 und 700 Mrd. Euro bis\r\n2045 als eines der größten Infrastrukturvorhaben unserer Zeit. Rund die Hälfte dieser Kosten wird\r\nauf die Verteilnetze entfallen, ein Drittel davon auf die Niederspannung. [1, 2] Deutlich über 90 %\r\nder Letztverbraucher sind in der Niederspannung angeschlossen. [3] Gleichzeitig birgt die\r\nNiederspannung enorme Potenziale: Allein auf Speicher, E-Fahrzeuge und Wärmepumpen entfallen\r\nbis 2030 über 200 GW flexible Leistung. [4] Primäres Ziel energiepolitischer Entscheidungen\r\nmuss sein, die Ausbaukosten für diese Leistungen so gering wie möglich zu halten und dafür ihr\r\nFlexibilitätspotenzial zu nutzen.\r\nDer AgNeS-Prozess zur Reform der Netzentgelte der Bundesnetzagentur (BNetzA) gilt als wichtige\r\nWeichenstellung für die Verteilung und Entwicklung dieser Kosten. Dabei erkennt die BNetzA an:\r\nWer die einheitliche deutsche Strompreiszone erhalten will, muss Engpässe innerhalb der Zone\r\nwirksam anders adressieren. Der Schlüssel sind dynamische Netzentgelte. Sie werden seit Jahren\r\nals effizientestes Instrument von Wissenschaft und dem europäischen Regulierer ACER\r\nempfohlen. Wir unterstützen diesen Ansatz ausdrücklich.\r\nWährend die Bundesnetzagentur ein progressives und zukunftstaugliches Netzentgelt entwickeln\r\nmöchte, findet der Ansatz nicht überall Zustimmung – besonders in der Niederspannung wird mit\r\nder fehlenden Digitalisierung argumentiert. Obwohl digitale Verbraucher mit Energiemanagement\r\nund Flexibilisierungspotenzial künftig zur Regel werden, bleiben sie an entscheidenden Stellen der\r\nReform außen vor.\r\nDie Unterstützer dieses Appells werben daher für mutige Reformen auch in der Niederspannung.\r\nDas bedeutet vor allem:\r\n1. Dynamische Signale bis in die Niederspannung:\r\nWir unterstützen das gestufte Vorhaben der BNetzA, Engpässe in der Niederspannung erst\r\nspäter zu adressieren, fordern jedoch, Niederspannungskunden von Anfang an an\r\ndynamischen Signalen der hohen und mittleren Spannungsebenen teilhaben zu lassen. Dies\r\nkann über zentrale, digitale Preisplattformen für das Versenden der Signale geschehen,\r\nsowie schlanke Anpassungen in der Marktkommunikation für die Abrechnung.\r\n2. Auch die Niederspannung flexibilisieren:\r\nDie Ausbaukosten in der Niederspannung machen auch dort Engpasssignale notwendig.\r\nZwar kann dies zu einem späteren Zeitpunkt durch eine Dynamisierung der bereits\r\nbestehenden §14a-EnWG-Logik zeitvariabler Netzentgelte angegangen werden, AgNeS\r\nmuss diesen Weg jedoch klar vorzeichnen. Wichtig ist dafür auch, dass die bereits heute\r\nverpflichtend vorgesehenen zeitvariablen Netzentgelte von allen Verteilnetzbetreibern\r\numgesetzt werden können.\r\n3. Mehr Gewicht für die Anreizfunktion:\r\nDie BNetzA plant, die zukünftigen Netzentgelte in einen Teil zur Finanzierung der Kosten\r\n(Finanzierungsfunktion) und einen Teil für Anreize für Verhaltensänderungen\r\n(Anreizfunktion) aufzuteilen. Wir sind überzeugt: Dynamische Netzentgelte sollten nicht nur\r\nheutige Netzengpässe („Redispatch“) adressieren, sondern auch zur Reduzierung des\r\nzukünftigen Netzausbaus beitragen. Mit Blick auf die enormen Investitionen ist jedes\r\ngesparte Prozent an Netzausbau Milliarden wert. Dazu muss der AgNeS-Prozess auch die\r\nAusbauverpflichtung der Netzbetreiber in den Blick nehmen – etwa durch eine\r\nVerpflichtung und Weiterentwicklung der Spitzenkappung (§11 EnWG) bei der Netzplanung\r\nim Verteilnetz. Bislang nutzen nur sechs Verteilnetzbetreiber dieses Instrument. Es ist zu\r\nteuer, bis zum letzten Kilowatt auszubauen.\r\n4. Weniger Fokus auf Grundpreise:\r\nEin System aus Grund- und Arbeitspreis ist nicht verursachungsgerecht. Grundpreise sind\r\naus verteilungstheoretischer Sicht schon heute fragwürdig, weil das 1-Zimmer-Apartment\r\nund das Großraumbüro die gleichen Grundpreise zahlen. Die Rolle von Grundpreisen\r\nauszuweiten lehnen wir ab. Sie stammen aus einer Welt, in der Kostenreflexivität nicht\r\ngenauer darstellbar war. Sie auszuweiten, entspricht keiner zukunftsgerichteten\r\nNetzentgeltstruktur.\r\n5. Smarte Systematik für smarte Netznutzer:\r\nDies gilt besonders für Prosumer und flexible Netznutzer. Eine Solaranlage allein darf nicht\r\nautomatisch zur Erhebung eines erhöhten Grundpreises führen. Kostenreflexivität würde\r\nauch bei Prosumern durch den dynamischen Arbeitspreis herbeigeführt werden und bedarf\r\nkeines technologiespezifischen Zusatzbeitrags mehr. Zusätzlich könnte die BNetzA\r\nProsumern oder anderen interessierten Kundengruppen mit Smart Meter auch ein\r\nfreiwilliges Opt-in für das Kapazitätsmodell der Großverbraucher über 100.000 kWh/Jahr\r\nermöglichen.\r\n6. Ausgewogene Parametrierung des Kapazitätspreises:\r\nKapazitätspreise können zu einer ausgewogeneren Finanzierungsbasis beitragen und\r\nzugleich Planbarkeit für Netzbetreiber schaffen. Wichtig ist jedoch, den (dynamischen)\r\nArbeitspreis dadurch nicht vollständig zu konterkarieren. Andere europäische Beispiele wie\r\nSchweden mussten die Folgen übermäßiger Begeisterung für Kapazitätselemente teuer\r\nbezahlen: Kunden orientieren sich dort inzwischen fast ausschließlich an der Optimierung\r\nihres Netzanschlusses und reagieren kaum noch auf Preissignale des Strommarkts oder zur\r\nEngpassoptimierung.\r\n7. Klarheit beim Baukostenzuschuss (BKZ):\r\nDie offene Formulierung im Netzanschlusspaket der Bundesregierung zur Erhebung eines\r\nBKZ für Einspeiser droht für Prosumer zur Falle zu werden. Ein Einspeise-BKZ ist nicht\r\nsachgerecht, wenn ein Kunde bereits über einen Netzanschluss für den Strombezug\r\nverfügt und für diesen ggf. bereits Investitionen getätigt hat. Ohne eine klare Einordnung\r\ndurch die BNetzA besteht die Gefahr, dass Netzbetreiber diese Unschärfe zu ihren Gunsten\r\nauslegen.\r\nDie Unterzeichner sind sich der historischen Aufgabe dieses Reformvorhabens bewusst. Ein\r\nNetzentgeltsystem für die kommenden Jahrzehnte zu gestalten, ist schwer. Wichtig ist jedoch,\r\ndass der Stand der Digitalisierung von heute nicht zum Leitprinzip gemacht wird.\r\nFaktoren, die die Energiewende heute schon bremsen, wie der schleppende Einbau bei Smart\r\nMetern, Probleme beim Datenaustausch oder eine fehlende Digitalisierung bei Standardprozessen\r\nmüssen ohnehin zeitnah gelöst werden, da sie andernfalls nicht nur die Energiewende gefährden,\r\nsondern auch den Wirtschaftsstandort Deutschland. Wir appellieren an den Mut der BNetzA, hier\r\nungeachtet der heute noch vorhandenen technischen Defizite in einigen Verteilnetzen\r\nkonsequent auf eine auch zukünftig zeitgemäße und effiziente Netzentgeltsystematik hin zu\r\narbeiten.\r\nQuellen verwendeter Daten: [1] www.smard.de (2025), [2] Hans-Böckler-Institut (2024), [3] BDEW (2024), [4] Neue\r\nEnergien Ökonomik (2024)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-04-30"}]},{"statementNumber":"SG2508040005","regulatoryProjectNumber":"RV0018826","regulatoryProjectTitle":"Stärkung Verbraucherschutz im Energiebereich","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/53/5b/597164/Stellungnahme-Gutachten-SG2508040005.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Digitalisierung\r\nWenn Pönalisierung bei der Digitalisierung,\r\ndann aber konsequent!\r\nDie aktuelle Debatte um Strafzahlungen für\r\nMessstellenbetreiber legt den Finger in die Wunde:\r\nschlechte Datenqualität, mangelnde Digitalisierung. Doch so\r\nrichtig die Thematik auch ist: Auf der einen Seite ist sie\r\nunverhältnismäßig, auf der anderen Seite geht sie nicht weit\r\ngenug, schreibt Fabian Hafner von 1Komma5Grad. Denn\r\nRegierung und Bundesnetzagentur verkennen das\r\neigentliche Ausmaß notwendiger Konkretisierungen und\r\nSanktionen bei der Digitalisierung.\r\nDas Ministerium plant, die Qualität des Smart-Meter-Rollouts mit harter Hand\r\nzu verbessern. Bei fehlenden oder fehlerhaften Messwerten soll der\r\nAggregationsverantwortliche, also der Übertragungsnetzbetreiber, den\r\nMessstellenbetreiber zur Kasse bitten können.\r\nJa, die Datenqualität von Smart Metern ist unbestritten eine Baustelle.\r\nRigide Kommunikationsvorgaben der Smart-Meter-Architektur und\r\nmangelhafte Mobilfunkabdeckung machen die Auslesung zum Hürdenlauf für\r\nandere Länder setzten sich jedoch für eine Verschiebung ein. Inzwischen\r\nhaben sich die EU-Staaten auch darauf verständigt, die Regelungen deutlich zu\r\nlockern. AFP\r\nalle Beteiligten. Richtig gemacht, können monetäre Sanktionen zweifelsohne\r\neinen Anreiz zur Verbesserung bieten. Doch zum einen scheint die Höhe der\r\ngeplanten Strafzahlung – ein Euro pro Messstelle und je Kalendertag – in\r\nder neusten Reform des Energiewirtschaftsrechts unverhältnismäßig, da sie\r\nwettbewerbliche Messstellenbetreiber akuter von der Insolvenz bedroht.\r\nZum anderen ist der Vorstoß auf dem anderen Auge blind: Viele\r\nkundenrelevante Prozesse in der Digitalisierung funktionieren nicht und\r\nbleiben ohne finanzielle Konsequenzen für die Verursacher.\r\nKeine Konsequenzen bei mangelnder Digitalisierung\r\nDrei Beispiele belegen dies eindrücklich. Erstens: Der physische Rollout von\r\nSmart Metern bleibt ein Sorgenkind, trotz geringfügiger Verbesserungen.\r\nDer aktuelle Quartalsbericht der Bundesnetzagentur zeigt, dass weiterhin ein\r\nDrittel der grundzuständigen Messstellenbetreiber keinen einzigen Smart\r\nMeter verbaut hat. Es ist bislang unklar, was am 31. Dezember 2025\r\npassiert, wenn die gesetzliche Quote von 20 Prozent nicht erfüllt ist.\r\nZweitens: Selbst wenn ein Smart Meter physisch installiert ist, schafft es\r\nlediglich ein Bruchteil der Verteilnetzbetreiber (VNB), Kunden aus dem\r\nStandard-Last-Profil in eine 15-Minuten-Bilanzierung zu überführen. Ohne\r\ndiese Umbilanzierung bietet selbst der modernste Smart Meter im Keller\r\nkeinen Mehrwert gegenüber einem herkömmlichen Drehstromzähler. Interne\r\nErhebungen zeigen, dass nur rund 50 Prozent der deutschen Netzbetreiber\r\nakzeptable Umbilanzierungsquoten aufweisen. Ein Drittel der VNB scheint\r\ndiese Umbilanzierung sogar gar nicht abbilden zu können.\r\nDrittens: Die seit Januar 2025 verpflichtenden Netzanschlussportale von\r\nNetzbetreibern für erneuerbare Anlagen sollen die Abwicklung für\r\nAnlagenbesitzer, Installateure und Netzbetreiber erleichtern – massentauglich\r\nund standardisiert über Deutschland hinweg. Interne Stichproben zeigen\r\njedoch, dass nicht einmal die Hälfte der Netzbetreiber überhaupt ein\r\nPortal zur Abwicklung hat. Ein noch geringerer Prozentsatz bietet ein\r\nwirklich digitales Portal, das über einen bloßen Dokumenten-Upload\r\ndigitalisierter Formulare hinausgeht. Und obwohl die\r\nStandardisierungsvorgaben des BDEW und FNN noch wesentlich mehr\r\nKonkretisierung bedürfen, werden selbst diese häufig nicht genutzt.\r\nBNetzA und Bundesregierung müssen handeln\r\nZurück nach oben\r\nDie Beispiele zeigen, dass gesetzliche Vorgaben zur Digitalisierung für\r\nkundenrelevante Prozesse zu oft nicht eingehalten werden. Die\r\nBundesnetzagentur sollte deshalb nicht nur klare finanzielle Anreize in der\r\nQualitätsregulierung verankern, sondern auch die Konsequenzen für zu\r\nschwache Rollout-Quoten im Januar klar kommunizieren.\r\nUnd im vorliegenden Gesetzesentwurf muss die Bundesregierung den\r\nVerbraucherschutz auch tatsächlich umsetzen: Die gestrichenen\r\nVerbesserungen bei den Netzzugangsportalen (§§ 17 ff. EnWG-E 2024) müssen\r\nebenso wieder aufgenommen werden, wie ein breiteres und\r\nverhältnismäßigeres Sanktionsregime bei der Digitalisierung. Denn klar\r\nist: Die Messwertqualität von Smart Metern ist nur ein Beispiel eines größeren\r\nProblems und darf nicht isoliert herausgegriffen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-28"}]},{"statementNumber":"SG2508040007","regulatoryProjectNumber":"RV0018827","regulatoryProjectTitle":"Alternativen Energiepreissenkung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/97/67/597166/Stellungnahme-Gutachten-SG2508040007.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Handlungsempfehlungen für eine nachhaltige Modernisierung des Stromsystems\r\nSchuldenfi nanzierte Subventionen für ein dysfunktionales Stromsystem sind der falsche Weg!\r\n1. Problem: Fehlkonstruktion im Stromsystem\r\nDer Ausbau des Stromnetzes und die Planung gesicherter Leistung – etwa durch Gaskraftwerke – basieren aktuell auf der Annahme, dass erneuerbarer Strom über weite Strecken transportiert werden muss, weil er zum Zeitpunkt der Erzeugung nicht gebraucht wird. In diesen Phasen wird Strom abgeregelt (also verschenkt oder vernichtet), während zu anderen Zeiten konventionelle Kraftwerke einspringen müssen, um Versorgungslücken zu füllen.\r\nDas Ergebnis: Zwei parallele Kraftwerksparks – erneuerbar und konventionell – erhöhen die Systemkosten, denn sie weisen jeweils zu geringe Betriebsstunden auf, um wirtschaftlich zu arbeiten. Mehr fossile Kapazitäten verschärfen dieses Dilemma – sie lösen es nicht. Gleichzeitig entsteht ein überdimensioniertes Stromnetz, das auf eine ungesteuerte Erzeugung oder Nachfrage ausgelegt ist. Auch hier lösen pauschale Subventionen das Problem nicht.\r\nLösung: Der Stromverbrauch muss steuerbar werden. In Deutschland existieren bereits rund 3 Millionen private Stromspeicher mit jeweils ca. 10 kW Leistung – zusammen rund 30 GW. Diese werden im Schnitt nur etwa 1.000 Stunden pro Jahr genutzt, könnten aber in den übrigen 7.760 Stunden als netzdienlicher Puffer fungieren. Statt Strom ins Ausland zu exportieren oder abzuregeln, könnte er lokal zwischengespeichert werden. Hinzu kommen über 1 Million private Wallboxen (je 11 kW) und demnächst rund 1 Million Wärmepumpen (je 8 kW). Deren steuerbares Potenzial muss dringend aktiviert werden.\r\nIm ersten Schritt werden damit 15 Millionen Einfamilienhäuser aktiviert. Für sie würde der Strompreis deutlich sinken – mit positiven Effekten für Kaufkraft, Standortattraktivität und die gesamte Volkswirtschaft. Industrie und produzierendes Gewerbe müssten nicht länger „zwangsweise fl exibilisiert“ werden.\r\n1\r\n2. Smart-Meter-Rollout beschleunigen – durch zentralen Auffang-MSB\r\nProblem: Mit derzeit knapp 900 Verteilnetzbetreibern fehlt eine effiziente Plattform, um Smart Meter fl ächendeckend auszurollen.\r\nLösung: Die BNetzA muss härter durchgreifen: Ein zentraler Auffang-Messstellenbetreiber (MSB) – etwa in jedem der sechs Planungsregionen – übernimmt automatisch jene Messstellengebiete, in denen die bisherigen MSB ihre Rollout-Ziele nicht erfüllen. Die Attraktivität für den Auffang-MSB wird durch einen Zuschuss aus dem Sondervermögen – pro angeschlossener Messstelle - erhöht. Das bestehende System bleibt formal unangetastet, jedoch entsteht ein effektiver Druck zur Zielerreichung.\r\n3. EEG-Kosten senken durch netzdienliche Stromspeicher im Bestand\r\nProblem: Der zentrale Kostentreiber des EEG-Kontos sind ältere Solaranlagen mit Volleinspeisung oder Anlagen mit EEG-Einspeisetarif.\r\nLösung: Durch gezieltere Förderung ließe sich dieses Problem entschärfen. Eine Kombination aus Sonder-AfA und KfW-Förderung ermöglicht die günstige Nachrüstung von Stromspeichern bei rund 2 Millionen Bestandsanlagen. Bedingung und Ziel ist die Umstellung auf netzdienlichen und steuerbaren Speicherbetrieb - etwa indem der Speicher “stand-alone” (also ohne PV) oder in der Direktvermarktung betrieben wird. Ein Großteil der Einspeisevergütungen könnte durch diese Maßnahme eingespart werden – bei gleichzeitiger Entlastung der Netze.\r\n4. Netzentgeltstruktur voll auf Dynamisierung umstellen\r\nProblem: Die aktuelle Netzentgeltsystematik begünstigt “ungebremsten” Ausbau bis zur letzten Kilowatt. Der Bundesrechnungshof hat einen Investitionsbedarf von bis zu EUR 700 Mrd bis 2045 errechnet. Das wären auf die kWh bis zu 18ct nur für Netzentgelte (laut EWI). Eine Subventionierung der Netzentgelte ist ein Fass ohne Boden, die jedes Jahr mehr werden müsste und nicht korrigierbare politische Beharrungskräfte weckt.\r\nLösung: Die von der BNetzA angestoßene Reform (Mai) muss dynamisierte Netzentgelte ins Zentrum stellen. Nur mit konsequenten Preissignalen für die Netznutzer kann der Infrastrukturbedarf effizient gehalten werden. Sollte eine Subventionierung politisch unvermeidbar sein, müssen klare Bedingungen gestellt werden: Unfl exible und regressive Grundpreise müssen zuerst beseitigt werden und Geld bekommt nur, wer konsequent digitalisiert (Smart Meter)."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-03"}]},{"statementNumber":"SG2511260026","regulatoryProjectNumber":"RV0022635","regulatoryProjectTitle":"Alternativen zum Kraftwerkssicherheitsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/50/a5/697494/Stellungnahme-Gutachten-SG2511260026.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Q&A zur Beschwerde zur Kraftwerksstrategie durch 1KOMMA5°\r\n1. Welchen Schritt hat 1KOMMA5° unternommen?\r\n1KOMMA5° hat offiziell Beschwerde bei der Europäischen Kommission eingelegt, weil die geplante Kraftwerksstrategie der Bundesregierung subventionierte Gaskraftwerke von mindestens 20 GW bis 2030 umfasst, was laut 1KOMMA5° gegen das EU-Beihilferecht verstößt. 1KOMMA5° fordert eine faire Marktbehandlung und Technologieoffenheit, um die Versorgungssicherheit kostengünstiger und klimafreundlicher zu gewährleisten.\r\n2. Was bedeutet eine \"Beschwerde\" in diesem Kontext?\r\nSowohl die Kraftwerksausschreibungen als auch der Kapazitätsmarkt werden juristisch als Beihilfe verstanden. In einem Beihilfeverfahren muss die Bundesregierung die Kraftwerksstrategie vor der EU Kommission notifi zieren. “Beschwerde” bedeutet in diesem Kontext, dass 1KOMMA5° sich in das Beihilfeverfahren der EU einbringt. Das Unternehmen positioniert sich als „Beteiligter“ im Sinne der Verordnung (EG) Nr. 794/2004 und legt der Kommission Informationen eines im deutschen Strommarkt tätigen Unternehmens sowie rechtliche Argumente vor, warum die Strategie in ihrer derzeitigen Form den Anforderungen der geltenden Beihilfevorschriften nicht genügt.\r\n3. Welches Problem sieht 1KOMMA5° juristisch?\r\nJuristisch sieht 1KOMMA5° das Problem darin, dass die ausstehende Genehmigung der Kraftwerksstrategie nicht dem Europäischen Beihilferahmen entspricht und damit nicht gerechtfertigt ist. Konkret wird argumentiert, dass die Kraftwerksstrategie die Bedingung der Wettbewerbsneutralität untergräbt. Weiter hält 1KOMMA5° die Bedingungen Notwendigkeit, Geeignetheit, Angemessenheit und Verhältnismäßigkeit für nicht erfüllt. Der Vorschlag in seiner gegenwärtigen Form entspricht nicht den Anforderungen der Vorschriften für staatliche Beihilfen.\r\n4. Welches Problem sieht 1KOMMA5° politisch?\r\nPolitisch sieht 1KOMMA5° das Problem darin, dass die Bundesregierung eine politische Entscheidunge trifft, wie viele Gaskraftwerke benötigt werden. Statt den Markt eine optimale Menge fi nden zu lassen und Flexibilitäten dabei zu berücksichtigen, entstehen politisch motivierte Zukunftsprognosen, die laufend angepasst werden. Damit werden alte Strukturen einseitig gefördert, anstatt innovative, dezentrale Lösungen zu unterstützen. Die geplanten Subventionen könnten den Markt so verzerren, dass dezentrale Erzeuger aus dem Markt gedrängt werden.\r\n5. Ist 1KOMMA5° per se gegen Gaskraftwerke?\r\nNein, Gaskraftwerke können und werden eine Rolle bei der Versorgungssicherheit spielen. Die Frage ist lediglich, wie und wer über die Menge neuer Kapazitäten entscheidet. Diese Entscheidung sollte nicht die Politik treffen, sondern der faire Wettbewerb im Strommarkt. Dafür gibt es entsprechende Mechanismen. Klar ist aber auch: Fossile Brennstoffe haben erhebliche Auswirkungen auf den Klimawandel und mit einer Festlegung auf Gas als Hauptquelle zur Herstellung von Versorgungssicherheit werden die Stompreise weiter steigen. Im Gegensatz dazu sind Flexibilitätslösungen kostengünstiger und klimafreundlicher.\r\n6. Braucht es nicht einen Mechanismus, um die Versorgungssicherheit herzustellen?\r\nDie Preissignale im bestehenden Energiemarkt sorgen für die richtigen Investitionsanreize. Das gilt auch für Gaskraftwerke, die Phasen geringer Erzeugung mit hohen Preisen antizipieren und daraufhin Investitionsentscheidungen treffen können. Gleichzeitig hat eine inzwischen mehrjährige Diskussion um Kapazitätsmärkte und Kraftwerksausschreibungen solche Anreizsignale verwässert. Denn: In Erwartung von Subventionen verschiebt ein Kraftwerksbetreiber seine Investition in die Zukunft. Um diesen Investitionsattentismus zu überwinden, muss die Politik die Diskussion um Subventionen sofort beenden und sich zum Wettbewerb im bestehenden Energiemarkt bekennen. Dieser kann mit Absicherungen und (auch heute schon bestehenden) Reservekraftwerken ohne Marktbeteiligung fl ankiert werden.\r\n7. Welche Alternative schlägt 1KOMMA5° vor?\r\n1KOMMA5° schlägt als Alternative eine technologieoffene Lösung vor, die dezentralen Flexibilitäten wie virtuellen Kraftwerken, Batteriespeichern und E-Autos einen fairen Wettbewerb ermöglicht. Dezentrale Flexibilität ist sowohl kostengünstiger als auch klimafreundlicher als Gaskraftwerke. Dafür fordert 1KOMMA5° die Einführung einer Absicherungspfl icht, die bestimmte Marktteilnehmern verpfl ichtet, eine bestimmte Verfügbarkeit an Kapazitäten zu garantieren – jedoch ohne Subventionen und ohne zusätzliche Umlagen für Verbraucher.\r\n8. Wie funktioniert die Absicherungspfl icht und welche Vorteile beinhaltet die Alternative?\r\nDie Absicherungspfl icht verpfl ichtet Bilanzkreisverantwortliche, sich im Voraus gegen Preisrisiken über mehrere Jahre hinweg abzusichern. Abläufe, Nachweispfl ichten und Durchsetzungsmechanismen wurden hinlänglich beschrieben und kommuniziert. Die Absicherungspfl icht hat mehrere Vorteile: (1) Sie ist marktwirtschaftlich und ohne Subventionen umsetzbar. (2) Sie benötigt daher keine Beihilfenotifi zierung, kann also sofort umgesetzt werden. (3) Sie ist sowohl im EU- als auch im deutschen Recht bereits angelegt. (4) Es entstehen keine zusätzlichen Kosten für Verbraucher durch staatliche Umlagen abseits des Strommarktpreises."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-20"}]},{"statementNumber":"SG2604230018","regulatoryProjectNumber":"RV0022635","regulatoryProjectTitle":"Alternativen zum Kraftwerkssicherheitsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9c/d4/726693/Stellungnahme-Gutachten-SG2604230018.pdf","pdfPageCount":149,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"ENDBERICHT\r\nERFORDERLICHKEIT UND\r\nGEEIGNETHEIT VON\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\nÖKONOMISCHE ANALYSE UND\r\nVERGLEICH MIT EINER\r\nZUKUNFTSFÄHIGEN\r\nABSICHERUNGSPFLICHT\r\nStudie im Auftrag von\r\nBNE Bundesverband neue Energiewirtschaft e. V., DIHK Deutsche Industrie- und\r\nHandelskammer, EEX European Energy Exchange AG,\r\nVEA Bundesverband der Energie-Abnehmer e. V.\r\nHintergrundkapitel\r\n1Komma5° GmbH, ASG Energie AG, ECO STOR GmbH, Enerparc AG, EWS Schönau eG,\r\nLichtblick SE, Octopus Energy Germany GmbH, PV Projekt Remmers GmbH,\r\nWattmanufactur GmbH, Wattner AG\r\nStand 17. April 2026\r\nERFORDERLICHKEIT UND GEEIGNETHEIT VON\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN ALS LETZTES MITTEL\r\nÖKONOMISCHE ANALYSE UND VERGLEICH MIT EINER\r\nZUKUNFTSFÄHIGEN ABSICHERUNGSPFLICHT\r\nEndbericht,\r\nStand 17. April 2026\r\nConnect Energy Economics GmbH\r\nMühlenstraße 8a\r\n14167 Berlin\r\nAnsprechpartner: Dr. Marco Nicolosi\r\nkontakt@connect-ee.com\r\nwww.connect-ee.com\r\nAuftraggeber der Studie:\r\nHintergrundkapitel\r\nInhaltsverzeichnis\r\nInhaltsverzeichnis ....................................................................................... I\r\nAbbildungsverzeichnis.................................................................................II\r\nAbkürzungsverzeichnis .............................................................................. IV\r\nExecutive Summary ................................................................................... VI\r\n1 Einleitung und Motivation .......................................................................1\r\n2 Anforderungen des EU-Rechtsrahmens ...................................................3\r\n2.1 Die Strombinnenmarktverordnung ...........................................................4\r\n2.2 Die Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL).............6\r\n2.3 Das Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF) ............................7\r\n2.4 Zusammenspiel der Regelungsebenen und methodische Grundlagen .......7\r\n3 Hintergrund: Ökonomische Grundsätze von Versorgungssicherheit und\r\nWohlstand.............................................................................................9\r\n3.1 Techno-ökonomische Eigenschaften des Stromsystems und die Rolle\r\ndes technologischen Fortschritts .............................................................9\r\n3.2 Versorgungssicherheit in zentral geplanten und in marktwirtschaftlich\r\norganisierten Systemen .........................................................................11\r\n4 Übersicht der Kapazitätsmechanismen ................................................. 19\r\n4.1 Die Kraftwerksstrategie..........................................................................19\r\n4.2 Das CISAF-Zielmodell............................................................................22\r\n4.3 Die Absicherungspflicht.........................................................................26\r\n5 Die Modellierung der Versorgungssicherheit .......................................... 34\r\n5.1 Der Zuverlässigkeitsstandard.................................................................34\r\n5.1.1 Der Value of Lost Load – VOLL............................................................36\r\n5.1.2 Cost of New Entry - CONE..................................................................40\r\n5.1.3 Die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards ..................................47\r\n5.1.4 Die mildere und zielgenauere Alternative............................................50\r\n5.1.5 Fazit der Diskussion des Zuverlässigkeitsstandards ............................54\r\n5.2 European Resource Adequacy Assessment und\r\nVersorgungssicherheitsbericht...............................................................54\r\n5.2.1 Zentrale Annahmen und Ergebnisse ...................................................55\r\nVERZEICHNISSE\r\nII\r\n5.2.2 Beschränkung der Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken ...................62\r\n5.2.2.1 Explizite Preisobergrenzen .......................................................................62\r\n5.2.2.2 Hurdle-Rate-Aufschläge ..........................................................................63\r\n5.2.2.3 Einnahmen-Caps.....................................................................................66\r\n5.2.2.4 Vernachlässigung des Terminmarkts ........................................................68\r\n5.2.2.5 Zwischenfazit zur Methodik......................................................................69\r\n5.2.3 Zentrale Planung untergräbt technologischen Fortschritt ....................70\r\n5.2.4 Die Inputannahmen kreieren eine selbsterfüllende Prophezeiung ........74\r\n5.2.4.1 Explizite Lastflexibilität ............................................................................75\r\n5.2.4.2 Implizite Lastflexibilität............................................................................82\r\n5.2.5 Zwischenfazit: Modellierung der Versorgungssicherheit ......................89\r\n6 Ökonomische und methodische Diskussion der beihilferechtlichen\r\nKriterien vor dem Hintergrund der Absicherungspflicht als Alternative .... 92\r\n6.1 Erforderlichkeit......................................................................................92\r\n6.2 Geeignetheit........................................................................................102\r\n6.3 Beihilfefähigkeit...................................................................................103\r\n6.4 Öffentliche Konsultation ......................................................................105\r\n6.5 Angemessenheit..................................................................................107\r\n6.6 Vermeidung Übermäßiger negativer Auswirkungen auf Handel sowie\r\nAbwägungsprüfung ..............................................................................111\r\n7 Zusammenfassung und Fazit............................................................... 122\r\nLiteraturverzeichnis................................................................................. 131\r\nAbbildungsverzeichnis\r\nAbbildung 1: Übersicht des EU-Rechtsrahmens ....................................................3\r\nAbbildung 2: Beschaffungsmöglichkeiten in der Absicherungspflicht ...................29\r\nAbbildung 3: VOLL-Vergleich nordeuropäische Länder.........................................37\r\nAbbildung 4: Illustrative nachfrageseitige Merit-Order..........................................39\r\nAbbildung 5: CONE-Vergleich europäischer Länder.............................................42\r\nAbbildung 6: Kostenentwicklung von Gaskraftwerken in den USA.........................43\r\nVERZEICHNISSE\r\nIII\r\nAbbildung 7: Kostenentwicklung von Batteriespeichern.......................................44\r\nAbbildung 8: Entwicklung der Batteriekapazität in Deutschland ...........................45\r\nAbbildung 9: Entwicklung dezentraler Flexibilitätsoptionen in Deutschland ..........46\r\nAbbildung 10: CONE und LOLE der Referenztechnologien ...................................47\r\nAbbildung 11: Residuale Potenzial der Referenztechnologie nach Stützjahren......48\r\nAbbildung 12: Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards ...................................48\r\nAbbildung 13: Nachfrageprognosen in ERAA 2024 und ERAA 2025........................56\r\nAbbildung 14: Anpassung der Nachfrageprognosen ERAA 2025 vs. ERAA 2024 .....57\r\nAbbildung 15: Veränderung der Spitzenlast ERAA 2025 vs. 2024...........................59\r\nAbbildung 16: Veränderung der Versorgungszuverlässigkeit ERAA 2024 vs. 2025...61\r\nAbbildung 17: Szenariovergleich der Batterie-Großspeicher.................................70\r\nAbbildung 18: Kostenentwicklung von Batterie-Großspeichern ............................72\r\nAbbildung 19: Ländervergleich des expliziten Lastflexibilitätspotenzials...............76\r\nAbbildung 20: Anteil des Lastflexibilitätspotenzial an der Spitzenlast ...................77\r\nAbbildung 21: Die Rolle der Preiselastizität für Deckungsbeiträge ........................79\r\nAbbildung 22: Fähigkeit der Lastflexibilität zur Preissetzung .................................80\r\nAbbildung 23: Abrufhäufigkeit der expliziten Lastflexibilität..................................81\r\nAbbildung 24: Übersichtschema der Nachfrageflexibilität im ERAA 2025..............82\r\nAbbildung 25: Ländervergleich von Heimspeichern im Strommarkt......................84\r\nAbbildung 26: Ländervergleich preissensitiver Heimspeicher als implizite\r\nLastflexibilität ..............................................................................................85\r\nAbbildung 27: Anteil preissensitiver Elektroautos in Deutschland.........................86\r\nAbbildung 28: Ländervergleich preissensitiver Wärmepumpen ............................88\r\nAbbildung 29: Ungenutztes deutsches Flexibilitätspotenzial im ERAA 2025 ..........89\r\nVERZEICHNISSE\r\nIV\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\na Jahr\r\nBESS Battery Energy Storage System\r\nBMWE Bundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nCCGT Combined Cycle Gas Turbine\r\nCfD Contract for Difference (Differenzkontrakt)\r\nCISAF Clean Industrial Deal State Aid Framework\r\nCO2 Kohlenstoffdioxid\r\nCONE Cost of New Entry\r\nDSM Demand-Side-Management\r\nEE Erneuerbare Energien\r\nEEG Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\nEnWG Energiewirtschaftsgesetz\r\nEMOB Elektromobilität\r\nERAA European Resource Adequacy Assessment\r\nETS Emissionshandelssystem\r\nEU-KOM Europäische Kommission\r\nEUR/MWa Annuitätische Fixkosten pro Megawatt\r\nGHD Gewerbe, Handel, Dienstleistungen\r\nGUD Gas-und-Dampf-Kraftwerk\r\nGT Gasturbine\r\nGW Gigawatt\r\nh Stunde\r\nH2 Wasserstoff\r\nKUEBLL Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien\r\nVERZEICHNISSE\r\nV\r\nkW Kilowatt\r\nkWh Kilowattstunde\r\nKWK Kraft-Wärme-Kopplung\r\nKWS Kraftwerksstrategie\r\nLOLE Loss of Load Expectation\r\nMW Megawatt\r\nMWh Megawattstunde\r\nOCGT Open Cycle Gas Turbine\r\nOTC Over the counter\r\nPPA Power Purchase Agreement\r\nPtH Power-to-Heat\r\nREMIT Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and\r\nTransparency\r\nt Tag\r\nRT Referenztechnologie\r\nTWh Terawattstunde\r\nVOLL Value of Lost Load\r\nWACC Weighted Average Cost of Capital\r\nZS Zuverlässigkeitsstandard\r\nDisclaimer\r\nDiese Studie dient als Beitrag zur aktuellen Diskussion über die Weiterentwicklung des\r\nStrommarktdesigns. Sie soll nicht als persönliche Kritik der an der Diskussion\r\nbeteiligten Stakeholder verstanden werden, sondern vielmehr zur gemeinsamen Suche\r\nnach den besten Lösungen beitragen. Wir gehen davon aus, dass alle Beteiligten die\r\nbestmöglichen Absichten haben, und hoffen, dass diese Studie zu einem besseren\r\nVerständnis und fundierteren Entscheidungen beitragen kann.\r\nERFORDERLICHKEIT UND\r\nGEEIGNETHEIT VON\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\nExecutive Summary\r\nDas Bundeswirtschaftsministerium erarbeitet derzeit eine Kraftwerksstrategie\r\nund will zudem einen umfassenden Kapazitätsfördermechanismus einführen.\r\nBeide Maßnahmen sollen künftig die Versorgungssicherheit im Stromsystem\r\ngewährleisten. Die sichere Stromversorgung ist eine wichtige Voraussetzung für\r\ndas gesellschaftliche Vertrauen in politische Entscheidungsträger und\r\nInstitutionen. Sie ist auch die Voraussetzung für einen erfolgreichen\r\nWirtschaftsstandort.\r\nFraglich ist jedoch, ob sich dieses wichtige Ziel effektiv und effizient durch einen\r\nmarktwirtschaftlichen Ordnungsrahmen oder durch staatliche Planung\r\nerreichen lässt. Oder anders ausgedrückt: Ob Unternehmen Entscheidungen\r\ndarüber treffen, wie sie ihre Lieferungen absichern oder ob der Staat in Form\r\neiner zentralen Planung tief in das Marktgeschehen eingreift, indem er\r\nMengenvorgaben macht und Technologienentscheidungen trifft. Damit steht\r\ndiese Frage exemplarisch für die Debatte, wie viel staatliches\r\nMikromanagement und staatliche Eingriffe in der sozialen Marktwirtschaft\r\nsinnvoll sind.\r\nZentral geplante Kapazitätsfördermechanismen widersprechen\r\nOrdnungspolitik\r\nDas Gutachten kommt zu dem Ergebnis: Ein solch tiefer staatlicher Eingriff ist\r\nweder erforderlich noch geeignet. Diese Einschätzung basiert auf den\r\nerheblichen ökonomischen, regulatorischen und umweltpolitischen Risiken von\r\nKapazitätsfördermechanismen. Aufgrund des hohen Detailierungsgrads bei der\r\nAusgestaltung solcher Maßnahmen unterliegen sie zwangsläufig erheblicher\r\nEinflussnahme einzelner Akteure auf regulatorische Entscheidungen\r\n(Regulatory-Capture) mit dem Ziel der individuellen Maximierung staatlicher\r\nRisikoübernahme durch Förderungen (Rent-Seeking). Hintergrund sind\r\nerhebliche Informationsasymmetrien zwischen der öffentlichen Hand und\r\nInvestoren. Die Folge sind signifikante Kostenrisiken, Schwächung von \r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nVII\r\nInnovationsanreizen und langfristige Pfadabhängigkeiten. Mit diesem nächsten\r\nSchritt auf der regulatorischen Rutschbahn gleitet der Strommarkt noch weiter\r\nRichtung planwirtschaftlicher Ausgestaltung. Dies führt zu höheren Kosten für\r\ndie Verbraucher und bremst aufgrund der Einführung einer Kapazitätsumlage\r\ndie Elektrifizierung.\r\nAus diesem Grund empfiehlt das Gutachten, den Strommarkt nicht noch weiter\r\ndurch Kapazitätsfördermechanismen zu schwächen, sondern ihn stattdessen\r\ndurch eine effektive Absicherungspflicht zu stärken: Sie ermöglicht einen\r\nmarktwirtschaftlichen Ordnungsrahmen; vergleichbar mit einer KfzHaftpflichtversicherung. Die Absicherungspflicht ist für den Strommarkt das,\r\nwas die Kfz-Haftpflicht für den Straßenverkehr ist: eine ordnungspolitische\r\nPflicht zur eigenverantwortlichen Vorsorge, damit Risiken nicht auf Dritte oder\r\ndie Allgemeinheit abgewälzt werden. Die Absicherungspflicht sorgt als\r\nmarktwirtschaftlicher Kapazitätsmechanismus für technologie- und\r\ninnovationsoffenen Wettbewerb, weil es den Lieferanten freigestellt bleibt, wie\r\nsie ihre Kunden absichern. Wirtschaft und Gesellschaft profitieren in Form einer\r\ngesteigerten Kosteneffizienz.\r\nDie Bewertungskriterien für die Erforderlichkeit von\r\nKapazitätsfördermechanismen haben eine planwirtschaftliche Logik\r\nDie europäischen Vorgaben für zentral geplante Kapazitätsfördermechanismen\r\nerfordern den Nachweis eines nicht anders lösbaren Problems. Von zentraler\r\nBedeutung für diesen Nachweis sind der so genannte Zuverlässigkeitsstandard\r\nund das European Resource Adequacy Assessment (ERAA), bzw. der\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA.\r\nDie Berechnung des „Zuverlässigkeitsstandards“ basiert auf nicht mehr\r\nzeitgemäßen Methoden aus der Zeit vor der Strommarktliberalisierung.\r\nDurchschnittliche Kennzahlen und festgelegte Referenztechnologien, die für die\r\nstaatliche Planung zwingende Voraussetzung sind, können die große Bandbreite\r\nder technischen und wirtschaftlichen Lösungsmöglichkeiten nicht abbilden.\r\nBelege dafür sind die Abweichung länderspezifischer Werte um ein Vielfaches:\r\n• Der Value of Lost Load (VOLL) basiert u.a. auf einer grundsätzlich\r\nungeeigneten Berechnung einer durchschnittsbasierten\r\nZahlungsbereitschaft für die Vermeidung von Lastabwurf, die sich in\r\nbenachbarten Ländern um fast den Faktor 10 unterscheidet.\r\n• Der Cost of New Entry (CONE) legt administrativ eine\r\nReferenztechnologie fest, die für die Aufrechterhaltung der\r\nVersorgungssicherheit notwendig ist. Die Kostenannahmen allein für\r\nGasturbinen unterscheiden sich in Deutschland und Polen um mehr als \r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nVIII\r\nden Faktor 2. Die Kostenannahmen zwischen verschiedenen infrage\r\nkommenden Technologien unterscheidet sich um mehr als den Faktor\r\n56.\r\nDiese Beispiele zeigen die erheblichen Kostenrisiken für Wirtschaft und\r\nGesellschaft. Auch der Versuch des Nachweises einer Erforderlichkeit durch\r\ndas European Resource Adequacy Assessment (ERAA) und den\r\nVersorgungssicherheitsbericht gelingt nicht. Stattdessen dienen die\r\nModellierungen als Fallbeispiel dafür, weswegen staatliche Planungsansätze\r\nmit erheblichen Kostenrisiken und Marktverzerrungen einhergehen.\r\nNeben methodischen Mängeln (u.a. explizite Preisobergrenzen, verzerrende\r\nAnnahmen über Investitionsanforderungen in Gaskraftwerke und die\r\nVernachlässigung des Terminmarkts als wesentliches Instrument der\r\nRisikoabsicherung) sind insbesondere die verwendeten Annahmen zur\r\nLastflexibilität kritisch zu sehen. Für Batteriespeicher, explizite Lastflexibilität\r\ndurch Industrie und Gewerbe, sowie die implizite Lastflexibilität durch\r\nHeimspeicher, Elektroautos und Wärmepumpen gehen die Annahmen teilweise\r\nsehr deutlich an der Realität vorbei, wie folgende Beispiele zeigen:\r\n• EXPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT DURCH INDUSTRIE UND\r\nGEWERBE/HANDEL/DIENSTLEISTUNGEN: Für Deutschland werden nur\r\n1,9 % der Spitzenlast im Jahr 2035 als flexibel angenommen. Der\r\nentsprechende Wert für UK beträgt dagegen 16,7 % und für Schweden\r\n31 %.\r\n• HEIMSPEICHER: Es wird angenommen, dass im Jahr 2028 lediglich 3 %\r\nund im Jahr 2035 lediglich 24 % der Heimspeicherkapazität auf Preise\r\nreagieren. Das bedeutet, dass 22 GW im Jahr 2028 und 36,3 GW im Jahr\r\n2035 sich nicht am Markpreis orientieren.\r\n• ELEKTROAUTOS: Laut den Annahmen im ERAA-Modell reagieren\r\nlediglich 19 % der Ladevorgänge im Jahr 2028 und 31 % der\r\nLadevorgänge im Jahr 2035 auf Strompreise, selbst bei hohen\r\nPreisspitzen.\r\n• WÄRMEPUMPEN: Laut den Annahmen im ERAA-Modell reagieren im Jahr\r\n2028 in Deutschland lediglich 3 % der Wärmepumpen auf Strompreise\r\nund im Jahr 2035 lediglich 24 %. Die entsprechenden Werte für die\r\nSchweiz liegen bei 62 % im Jahr 2028 und 73 % im Jahr 2035.\r\nIm Ergebnis führt die Modelllogik zu einer selbsterfüllenden Prophezeiung. Das\r\nBeispiel des ERAA zeigt, dass zentrale Planungsprozesse innovative\r\nEntwicklungen nicht erfassen können und sie schlimmstenfalls verdrängen,\r\nworaus erhebliche Kostenrisiken erwachsen. Beispielsweise liegt die Annahme\r\nfür Investitionskosten in Batteriespeicher im ERAA-Modell im Jahr 2028 um mehr \r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nIX\r\nals den Faktor zwei über den realen Investitionskosten im Jahr 2025. Die\r\nVernachlässigung grundlegender marktwirtschaftlicher Wechselwirkungen im\r\nModell führt zu einem Scheinnachweis, der zwar formal einen administrativen\r\nProzess bedient, aber reale Wirkungszusammenhänge und Entwicklungen\r\nvernachlässigt. Ein Nachweis für die Erforderlichkeit tiefer staatlicher Eingriffe\r\nkann nicht auf Basis einer Modellierung gerechtfertigt werden, die einerseits\r\nRisiken überbetont und andererseits die Lösungsmöglichkeiten durch eine\r\nVielzahl methodischer Vorgaben und Inputannahmen verdrängt.\r\nMit Blick auf die Annahmen über die Verfügbarkeit von Lastflexibilität wird\r\ndeutlich, dass diese Potenziale durch Marktreformen für eine sichere und\r\neffiziente Stromversorgung nutzbar gemacht werden können. Dadurch würden\r\ngleichzeitig bestehende Marktunvollkommenheiten abgebaut. Denn in\r\nangebotsbeschränkten Märkten setzt die Nachfrageflexibilität regelmäßig die\r\nPreise. Entsprechend des sog. Peak-Load-Pricing-Modells können Kraftwerke in\r\nZeiten hoher Nachfrage über die entsprechenden Preise am Spot- und\r\nTerminmarkt Deckungsbeiträge zur Refinanzierung ihrer Investitionskosten\r\nerwirtschaften. Dadurch stellt sich ein dynamisches Marktgleichgewicht\r\nzwischen einer Ausweitung der Nachfrageflexibilität und Investitionen in\r\nsteuerbare Kapazitäten ein. Die Absicherungspflicht gewährleistet dieses\r\ndynamische Marktgleichgewicht, indem sie alle Potenziale für die Absicherung\r\nder Stromversorgung einbezieht.\r\nWeder die Kraftwerksstrategie noch der umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismus erfüllen die beihilferechtlichen\r\nAnforderungen\r\nDie Analyse gelangt zu dem Ergebnis, dass Kraftwerksstrategie und\r\numfassender Kapazitätsfördermechanismus die Anforderungen des\r\neuropäischen Beihilferechts in zentralen Punkten nicht erfüllen. Dies betrifft\r\ninsbesondere die Kriterien Erforderlichkeit, Geeignetheit, Angemessenheit,\r\nTechnologieoffenheit, Wettbewerbsneutralität und Umweltverträglichkeit.\r\nWenn bereits der Nachweis einer relevanten Versorgungslücke methodisch\r\nnicht belastbar ist, kann auch die Erforderlichkeit des Eingriffs nicht\r\nüberzeugend belegt werden. Hinzu kommt, dass mit der effektiven\r\nAbsicherungspflicht eine mildere und zielgenauere Alternative verfügbar ist.\r\nDies erschwert es zusätzlich, einen stärker verzerrenden\r\nKapazitätsfördermechanismus beihilferechtlich zu rechtfertigen.\r\nBesonders kritisch ist außerdem, dass flexible Nachfrage, Speicher und\r\ngrenzüberschreitende Beteiligung in der Kraftwerksstrategie ausgeschlossen\r\nbzw. benachteiligt werden. Damit gerät der Ansatz in ein Spannungsverhältnis \r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nX\r\nzu den Anforderungen eines technologieoffenen und integrierten europäischen\r\nStrombinnenmarkts und der europäischen Umwelt- und Klimaziele. Dieses\r\nSpannungsverhältnis übersetzt sich in eine erhebliche Rechtsunsicherheit.\r\nKapazitätsfördermechanismen steigern die Kosten des Stromsystems,\r\nführen zu Verteilungskonflikten und verdrängen Innovationen durch\r\nlangfristige Pfadabhängigkeiten\r\nMarktwirtschaftlicher Wettbewerb ist aufgrund des Innovationswettbewerbs\r\ndem Charakter nach ein Positivsummenspiel. Indem technologische\r\nFortschritte und verursachergerechte Anreize die Kosteneffizienz des\r\nStromsystems steigern, profitieren Wirtschaft und Gesellschaft in Form\r\nniedrigerer Preise. Das beste Angebot setzt sich durch, der höchste Nutzen wird\r\nrealisiert.\r\nZentrale Planungsansätze legen die Kosten hingegen viele Jahre früher fest und\r\nsozialisieren sie per Umlage. Die Kosten können dadurch nicht mehr durch\r\ninnovative Angebote oder effizientes bzw. flexibles Verbrauchsverhalten\r\ngesenkt, sondern nur noch verteilt werden. Dem Charakter nach gleicht dieses\r\nSystem einem Nullsummenspiel. Dadurch entstehen politökonomische\r\nFehlanreize, u. a.:\r\n• Zwischen Zahlungsempfängern und Rechnungsempfängern entstehen\r\npolitische Verteilungskämpfe\r\n• Zwischen den möglichen Profiteuren entsteht ein Wettbewerb um\r\nFörderung (Rent-Seeking), der eine kosteneffiziente Ausgestaltung\r\nerschwert\r\n• Zwischen den Verbrauchergruppen entsteht ein Wettbewerb um\r\nAusnahmen und Erleichterungen, mit Risiken für den Bundeshaushalt\r\n• Im Wettbewerb zwischen den Energieträgern hemmt die\r\nKapazitätsumlage eine Ausweitung der Elektrifizierung und wirkt damit\r\nden Umwelt- und Klimazielen entgegen, zugunsten einer verstetigten\r\nImportabhängigkeit fossiler Brennstoffe.\r\nDiese politökonomischen Fehlanreize ersetzen marktwirtschaftlichen\r\nKostendruck durch staatliche Verteilungs- und Finanzierungspräferenzen. Das\r\nführt zu signifikanten Kostenrisiken, gesellschaftlichen Verteilungskämpfen und\r\nlangfristigen Pfadabhängigkeiten, die sinnvollen Reformen entgegenwirken.\r\nDiese fatale Logik zeigte sich zuletzt in der Kapazitätsauktion im USamerikanischen PJM-Kapazitätsmarkt. Die Unsicherheiten über\r\nNachfrageprognosen und Kraftwerkskosten führten zu einer Unterdeckung in\r\nHöhe von 6,6 GW und massiven Preissteigerungen in der zentralen\r\nKapazitätsauktion. Die entsprechende Kapazitätsumlage beträgt \r\nEXECUTIVE SUMMARY\r\nXI\r\nvoraussichtlich 3,4 USD-ct/kWh. Aufgrund der annahmengetriebenen\r\nKostenrisiken werden die Auktionen mit mehrjährigem Vorlauf voraussichtlich\r\nabgeschafft. Entsprechend der regulatorischen Rutschbahn drohen tiefere\r\nMarkteingriffe an ihre Stelle zu treten.\r\nFazit: Verursachergerechtigkeit ist der Schlüssel für Kosteneffizienz und\r\nVersorgungssicherheit\r\nAnstatt Kapazitäten herbeizufördern, ließe sich Versorgungssicherheit durch\r\neine effektive Absicherungspflicht effizient gewährleisten: Stromlieferanten\r\nsichern die vertraglich eingegangenen Stromlieferungen gegenüber ihren\r\nKunden ab. Die effektive Absicherungspflicht verankert somit die technologieund innovationsoffene Absicherung von freiwillig eingegangenen\r\nLieferverpflichtungen bei den Akteuren, die sie bewirtschaften können. Dadurch\r\nstärkt die Absicherungspflicht das Preissystem als zentrales\r\nKoordinationsinstrument und integriert Terminmärkte, Eigenerzeugung,\r\nLastflexibilität, Speicher, dezentrale Ressourcen und innovative Technologien in\r\neinen offenen Wettbewerbsprozess. Dadurch entstehen kontinuierliche,\r\nverursachergerechte Anreize, Versorgungssicherheit effizient zu organisieren\r\nund innovative Lösungen schnell in den Markt zu integrieren.\r\n1 Einleitung und Motivation\r\nDerzeit erarbeitet das Bundeswirtschaftsministerium eine Kraftwerksstrategie\r\n(KWS) und einen umfassenden Kapazitätsfördermechanismus. Beide\r\nMaßnahmen zielen auf die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ab. Die\r\nsichere Stromversorgung ist eine wichtige Voraussetzung für das\r\ngesellschaftliche Vertrauen in politische Entscheidungsträger und Institutionen\r\nsowie die Voraussetzung für einen erfolgreichen Wirtschaftsstandort.\r\nFraglich ist jedoch, ob sich dieses wichtige Ziel effektiv und effizient durch einen\r\nmarktwirtschaftlichen Ordnungsrahmen oder durch staatliche Planung\r\nerreichen lässt. Oder anders ausgedrückt: Ob die Unternehmen\r\nEntscheidungen darüber treffen, wie sie ihre Lieferungen absichern oder ob der\r\nStaat in Form einer zentralen Planung tief in das Marktgeschehen eingreift,\r\nindem er Mengenvorgaben macht und Technologienentscheidungen trifft. Damit\r\nsteht diese Frage exemplarisch für die Debatte, wie viel staatliches\r\nMikromanagement und staatliche Eingriffe in der sozialen Marktwirtschaft\r\nsinnvoll sind.\r\nDa staatliche Eingriffe die\r\nFunktionsweise von Strommärkten\r\nerheblich beeinflussen, sind sie im\r\neuropäischen Kontext an\r\nbeihilferechtliche Voraussetzungen\r\ngeknüpft. Vor diesem Hintergrund\r\nwurde die Connect Energy Economics\r\nGmbH von einer Gruppe von Auftraggebern beauftragt, diese Anforderungen aus\r\nökonomischer Perspektive zu analysieren. Bei der Analyse geht es nicht darum,\r\nden Bedarf für Gaskraftwerke zu hinterfragen, sondern darum, ob eine\r\nFörderung von Kapazitäten ein effektiver und effizienter Weg zur Gewährleistung\r\nder Versorgungssicherheit darstellt, der beihilferechtlich genehmigungsfähig ist.\r\nDas vorliegende Gutachten ist kein Rechtsgutachten. Im Mittelpunkt steht\r\nvielmehr die Frage, ob die Erforderlichkeit eines Kapazitätsfördermechanismus\r\ndurch die vorliegenden Nachweise ökonomisch hinreichend begründet ist und\r\nob die beihilferechtlichen Kriterien im Lichte ihrer tatsächlichen Marktwirkungen\r\nerfüllt werden. Als Referenzrahmen dient dabei die effektive\r\nAbsicherungspflicht: ein milderer und zielgenauerer marktwirtschaftlicher\r\nKapazitätsmechanismus, der Versorgungssicherheit gewährleisten kann, ohne\r\ndie Koordinationsfunktion von Märkten zu ersetzen, und damit besser mit den\r\nzugrunde liegenden Zielen des europäischen Beihilferechts vereinbar ist.\r\nDIE ANALYSE HINTERFRAGT NICHT DEN\r\nBEDARF VON GASKRAFTWERKEN,\r\nSONDERN OB DIE FÖRDERUNG VON\r\nKAPAZITÄTEN DER EFFEKTIVE UND\r\nEFFIZIENTE WEG IST, VERSORGUNGSSICHERHEIT ZU GEWÄHRLEISTEN.\r\nEINLEITUNG\r\n2\r\nIm anschließenden Kapitel 2 stellen wir die europarechtlichen Voraussetzungen\r\nfür die Einführung von Kapazitätsfördermechanismen vor. In Kapitel 3\r\ndiskutieren wir im Rahmen eines Hintergrundkapitels die zugrundeliegenden\r\nökonomischen Prinzipien für die Gewährleistung von Versorgungssicherheit und\r\ndas Entstehen von Wohlstand. Kapitel 4 stellt die derzeit diskutierten\r\nKapazitätsmechanismen vor. In Kapitel 5 analysieren wir den\r\nModellierungsansatz, der für die Erforderlichkeit von\r\nKapazitätsfördermechanismen genutzt wird, inklusive der Wirkungsweise\r\nkritischer Annahmen. Kapitel 6 diskutiert die beihilferechtlichen Kriterien aus\r\neiner ökonomischen Perspektive und mit der Absicherungspflicht als milderen\r\nund zielgenaueren Alternative. Schließlich fassen wir die Erkenntnisse des\r\nGutachtens in Kapitel 7 zusammen und ziehen ein Fazit.\r\n2 Anforderungen des EU-Rechtsrahmens\r\nDie Einführung von zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen in der Europäischen\r\nUnion unterliegt einem mehrschichtigen\r\nRegelungsrahmen. Drei Regelungsebenen sind für die\r\nvorliegende Untersuchung maßgeblich: die in 2024\r\nreformierte europäische Strombinnenmarktverordnung\r\n2019/943 (Verordnung) als primärrechtlicher Rahmen,\r\ndie Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien\r\n(KUEBLL) als beihilferechtlicher Prüfungsmaßstab sowie das Clean Industrial\r\nDeal State Aid Framework (CISAF) als jüngster Beihilferahmen der Kommission.\r\nMarktwirtschaftliche Kapazitätsmechanismen, wie die effektive\r\nAbsicherungspflicht, erfordern nach Einschätzung des wissenschaftlichen\r\nDienstes des Bundestags hingegen keine beihilferechtliche Genehmigung. Das\r\nvorliegende Kapitel systematisiert diese Regelungsebenen und ihre\r\nwesentlichen Anforderungen als Prüfungsmaßstab für die Bewertung der\r\nKraftwerksstrategie und des umfassenden Kapazitätsfördermechanismus in\r\nKapitel 6. Abbildung 1 illustriert den beihilferechtlichen Rechtsrahmen.\r\nAbbildung 1: Übersicht des EU-Rechtsrahmens\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nKEINE POLITISCHE\r\nVERHANDLUNG\r\nDer EU-Rechtsrahmen soll\r\neindeutige und verifizierbare\r\nKriterien für die Einführung und\r\nAusgestaltung von Kapazitätsfördermechanismen liefern. \r\nRECHTSRAHMEN\r\n4\r\n2.1 DIE STROMBINNENMARKTVERORDNUNG\r\nIn der Strombinnenmarktverordnung werden die Rahmenbedingungen für die\r\nEinführung und Ausgestaltung von zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen gesetzt. Das Vorgehen zur Angemessenheit von\r\nRessourcen für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit wird in Art. 20 der\r\nVerordnung definiert. Bei Bedenken zur Angemessenheit von Ressourcen, gibt\r\nArt. 20:\r\n• Abs. 2 vor, dass der betroffene Mitgliedsstaat „alle regulatorischen\r\nVerzerrungen oder Fälle von Marktversagen, die zum Entstehen der\r\nBedenken beitragen oder diese Bedenken verursacht haben“ ermitteln\r\nund nach\r\n• Abs. 3 anhand eines Umsetzungsplans „mit einem Zeitplan für die\r\nVerabschiedung von Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter\r\nregulatorischer Verzerrungen oder von Fällen von Marktversagen“\r\nentwickeln und veröffentlichen soll. Dabei sollen u. a. die folgenden\r\nMaßnahmen berücksichtigt werden:\r\no a) die Beseitigung regulatorischer Verzerrungen;\r\no b) die Aufhebung von Preisobergrenzen; […]\r\no e) die Ermöglichung von Eigenerzeugung, Energiespeicherung,\r\nLaststeuerungsmaßnahmen und Energieeffizienz durch den Erlass\r\nvon Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter regulatorischer\r\nHindernisse; […]\r\no g) die Abschaffung regulierter Preise.\r\nIn Art. 21 der Verordnung werden die Grundsätze für\r\nKapazitätsfördermechanismen aufgeführt. In Abs. 3 der Verordnung wird\r\nvorgegeben, dass Mitgliedsstaaten zunächst prüfen sollen, ob die Bedenken\r\nbezüglich der Angemessenheit der Ressourcen mit einer strategischen\r\nReserve angegangen werden können. Erst, wenn diese Prüfung negativ\r\nausfällt, kann eine andere Art von Kapazitätsfördermechanismus eingesetzt\r\nwerden.\r\nLaut Art. 21 Abs. 4 dürfen Mitgliedsstaaten keine Kapazitätsfördermechanismen\r\neinführen, wenn keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen\r\nermittelt wurden. Nach Abs. 21. Abs 8 werden Kapazitätsfördermechanismen\r\n„von der Kommission für einen Zeitraum von höchstens zehn Jahren genehmigt.“\r\nNach den Gestaltungsgrundsätzen gilt für Kapazitätsfördermechanismen in Art\r\n22 Abs. 1:\r\nRECHTSRAHMEN\r\n5\r\n• b) Kapazitätsfördermechanismen „dürfen keine unnötigen\r\nMarktverzerrungen herbeiführen und den zonenübergreifenden Handel\r\nnicht beschränken,\r\n• c) dürfen nicht über das hinausgehen, was zum Angehen der in Artikel\r\n20 genannten Bedenken bezüglich der Angemessenheit erforderlich\r\nist,\r\n• d) müssen die Kapazitätsanbieter einem transparenten,\r\ndiskriminierungsfreien und wettbewerblichen Verfahren auswählen,\r\n• e) müssen Anreize für Kapazitätsanbieter bieten, damit die\r\nKapazitätsanbieter in Zeiten voraussichtlich hoher Systembelastung zur\r\nVerfügung stehen,\r\n• f) müssen vorsehen, dass die Vergütung nach einem wettbewerblichen\r\nVerfahren bestimmt wird,\r\n• g) müssen die technischen Voraussetzungen für die Beteiligung von\r\nKapazitätsanbietern im Vorfeld des Auswahlverfahrens vorsehen,\r\n• h) müssen allen Ressourcen, die die erforderliche technische\r\nLeistung erbringen können, offenstehen, einschließlich\r\nEnergiespeicherung und Laststeuerung,\r\n• i) müssen vorsehen, dass Kapazitätsanbieter, die bei hoher\r\nSystembelastung nicht zur Verfügung stehen, angemessene Sanktionen\r\nauferlegt werden.“\r\nErgänzend gilt nach Art. 22 Abs. 3:\r\n• b), dass Kapazitätsfördermechanismen „vorsehen, dass den beteiligten\r\nRessourcen nur ihre Verfügbarkeit vergütet wird und dass\r\nEntscheidungen des Kapazitätsanbieters über die Erzeugung durch die\r\nVergütung nicht beeinflusst werden,\r\n• c) […], dass die Kapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten\r\nKapazitätsanbietern übertragbar sind.“\r\nDie Vorgaben zur Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf\r\neuropäischer Ebene wird in Artikel 23 und zur Abschätzung der Angemessenheit\r\nder Ressourcen auf nationaler Ebene wird in Artikel 24 dargelegt. Die\r\nspezifischen und grundsätzlichen Bedenken zum Vorgehen zum Nachweis der\r\nErforderlichkeit und zu den Zuverlässigkeitsstandards aus Art. 25, diskutieren\r\nwir ausführlich in Abschnitt 5.1. Art. 26 der Verordnung schreibt die\r\ngrenzüberschreitende Beteiligung an Kapazitätsfördermechanismen vor. \r\nRECHTSRAHMEN\r\n6\r\n2.2 DIE KLIMA-, UMWELTSCHUTZ- UND\r\nENERGIEBEIHILFELEITLINIEN (KUEBLL)\r\nDie Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL, 2022) der\r\nEuropäischen Kommission konkretisieren die beihilferechtliche Prüfung von\r\nzentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen in Abschnitt 4.8. Da\r\nKapazitätszahlungen staatliche Beihilfen im Sinne des Art. 107 Abs. 1 AEUV\r\ndarstellen, müssen sie die Vereinbarkeitskriterien der KUEBLL erfüllen, um von\r\nder Kommission genehmigt zu werden. Wir stellen an dieser Stelle nur eine\r\ngrundsätzliche Übersicht der Anforderung dar, weil in Kapitel 6 eine\r\nökonomische Analyse anhand der konkreten Kriterien folgt. Die KUEBLL\r\nstrukturieren die Vereinbarkeitsprüfung in zwei Hauptkategorien:\r\nMinimierung der Verzerrung von Wettbewerb und Handel\r\nDiese erste Kategorie umfasst die folgenden Einzelkriterien:\r\n• Die ERFORDERLICHKEIT verlangt den Nachweis eines konkreten\r\nVersorgungssicherheitsproblems, das der Markt allein nicht lösen kann.\r\n• Die GEEIGNETHEIT fordert, dass der gewählte Mechanismus das\r\nidentifizierte Problem tatsächlich adressiert.\r\n• Die BEIHILFEFÄHIGKEIT stellt sicher, dass nur solche Kapazitäten\r\ngefördert werden, die zur Lösung des Problems beitragen.\r\n• Die ÖFFENTLICHE KONSULTATION verpflichtet den Mitgliedstaat zu\r\neinem transparenten Konsultationsverfahren.\r\n• Die ANGEMESSENHEIT schließlich verlangt, dass die Vergütung auf das\r\nzur Zielerreichung erforderliche Maß beschränkt bleibt, vorzugsweise\r\ndurch wettbewerbliche Vergabeverfahren.\r\nVermeidung übermäßiger negativer Auswirkungen auf Handel und\r\nWettbewerb\r\nDie zweite Kategorie umfasst eine Abwägungsprüfung u. a. mit den folgenden\r\nDimensionen:\r\n• das effiziente Funktionieren des Marktes muss gewährleistet bleiben,\r\n• ein effizienter Betrieb und wirksame Preissignale müssen erhalten\r\nbleiben,\r\n• es dürfen keine Anreize für eine Energieerzeugung geschaffen werden,\r\ndurch die weniger umweltschädliche Energieformen verdrängt\r\nwerden.\r\nEs wird zudem die Verursachergerechtigkeit betont, indem die Kosten von\r\ndenjenigen Marktteilnehmern getragen werden, die zu ihrer Erforderlichkeit \r\nRECHTSRAHMEN\r\n7\r\nbeitragen. Darüber hinaus werden Auswirkungen auf Umweltziele und\r\nMarktmacht berücksichtigt.\r\n2.3 DAS CLEAN INDUSTRIAL DEAL STATE AID FRAMEWORK\r\n(CISAF)\r\nAm 25. Juni 2025 hat die Europäische Kommission das Clean Industrial Deal\r\nState Aid Framework (CISAF) verabschiedet. Der CISAF ergänzt die KUEBLL und\r\ngilt bis zum 31. Dezember 2030. Sein übergeordnetes Ziel ist es,\r\nbeihilferechtliche Genehmigungsverfahren zu vereinfachen und zu\r\nbeschleunigen.\r\nFür Kapazitätsfördermechanismen definiert der CISAF in Anhang I einen\r\nKriterienkatalog für zwei Zielmodelle: eine strategische Reserve außerhalb des\r\nMarktes und einen marktweiten Zentralbeschaffungsmechanismus. Erfüllt ein\r\nKapazitätsfördermechanismus alle Kriterien eines dieser Zielmodelle sowie die\r\nAnforderungen der Art. 20–26 der Strombinnenmarktverordnung, soll die\r\nbeihilferechtliche Genehmigung durch die Kommission binnen zwei Monaten\r\nerfolgen können. Die Förderung ist auf maximal zehn Jahre befristet.\r\nEntspricht ein Kapazitätsfördermechanismus nicht den Zielmodellen des\r\nCISAF, bleibt eine Genehmigung nach den KUEBLL möglich. In diesem Fall ist\r\njedoch mit einem deutlich längeren Genehmigungsverfahren zu rechnen, das\r\nmehrere Monate bis Jahre in Anspruch nehmen kann.\r\nWir gehen aufgrund einer Vielzahl von Abweichungen nicht davon aus, dass die\r\nKWS nach den CISAF-Kriterien genehmigungsfähig ist. Deswegen orientieren wir\r\nuns in Abschnitt 6 vor allem an den KUEBLL-Kriterien. Jedoch orientiert sich die\r\naktuelle Debatte um einen zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus ab 2032 stark an den CISAF-Kriterien. Aus\r\ndiesem Grund stellen wir in Abschnitt 4.2 das CISAF-Zielmodell dar.\r\n2.4 ZUSAMMENSPIEL DER REGELUNGSEBENEN UND\r\nMETHODISCHE GRUNDLAGEN\r\nDie drei Regelungsebenen greifen ineinander: Die Strombinnenmarktverordnung setzt den primärrechtlichen Rahmen und formuliert die materiellen\r\nGrundanforderungen. Die KUEBLL konkretisieren diese Anforderungen im\r\nbeihilferechtlichen Genehmigungsverfahren. Der CISAF bietet Mitgliedstaaten,\r\ndie sich an seine Zielmodelle halten, einen beschleunigten Genehmigungsweg;\r\nandernfalls verbleibt die Prüfung im Rahmen der KUEBLL.\r\nRECHTSRAHMEN\r\n8\r\nAllen drei Ebenen gemeinsam ist die Abhängigkeit von einer quantitativen\r\nBewertungsmethodik, die auf der ACER-Entscheidung 23-2020 basiert. Diese\r\nMethodik bestimmt drei zentrale Kennzahlen: Der Value of Lost Load (VOLL)\r\nbeziffert die volkswirtschaftlichen Kosten eines Lastabwurfs. Der Cost of New\r\nEntry (CONE) bildet die Kosten des Markteintritts einer Referenztechnologie ab.\r\nDer Zuverlässigkeitsstandard (Reliability Standard), in der Regel ausgedrückt als\r\nLoss of Load Expectation (LOLE), definiert die akzeptable Häufigkeit von\r\nVersorgungsunterbrechungen.\r\nWenn die Modellierung des European Resource Adequacy Assessments (ERAA)\r\noder des Versorgungssicherheitsberichts der BNetzA eine Verletzung des\r\nZuverlässigkeitsstandards nachweist, kann die Erforderlichkeit eines\r\nKapazitätsfördermechanismus nachgewiesen werden und ggf. dessen Umfang\r\nund technologischen Bewertungskriterien (Deratingfaktoren) abgeleitet werden.\r\nDie Bedeutung und Belastbarkeit dieser Methodik diskutieren wir ausführlich in\r\nKapitel 5.\r\n3 Hintergrund: Ökonomische Grundsätze von\r\nVersorgungssicherheit und Wohlstand\r\nDie sichere Versorgung mit Strom ist wichtig für das\r\nVertrauen der Bevölkerung in die Entscheidungsträger und\r\nInstitutionen, den gesellschaftlichen Wohlstand und die\r\nAkzeptanz der Transformation des Stromsystems hin zu\r\neiner nachhaltigen und klimaneutralen Stromversorgung.\r\nWir bereiten in diesem Kapitel eine Auswahl ökonomischer\r\nGrundsätze auf, um die Diskussion und Bewertung der\r\nMaßnahmen zur Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit in Kapitel 6 zu informieren. Dabei legen wir besonderen\r\nWert auf die Effektivität der Maßnahmen und ihre Wirkung auf den Wohlstand\r\nund auf ihre Umweltauswirkungen.1\r\n3.1 TECHNO-ÖKONOMISCHE EIGENSCHAFTEN DES\r\nSTROMSYSTEMS UND DIE ROLLE DES\r\nTECHNOLOGISCHEN FORTSCHRITTS\r\nDie Stromversorgung zeichnet sich durch eine Reihe spezifischer Eigenschaften\r\ndes Produktes „Strom“ aus. Traditionell sind vor allem die folgenden technoökonomischen Besonderheiten für die Organisation des Stromsystems\r\nentscheidend:\r\n• Eingeschränkte Speicherbarkeit ökonomisch relevanter Mengen\r\n• Leitungsgebundenheit\r\n• Kapitalintensive Investitionen mit langen Amortisations- und\r\nLebenszeiten\r\n• Inelastische Nachfrage und eingeschränkte Steuerbarkeit der\r\nVerbraucher\r\nDer technologische Fortschritt führt dazu, dass sich die genannten technoökonomischen Eigenschaften graduell verschieben. Dadurch weitet sich der\r\nLösungsraum für ein effizientes Stromsystem aus.\r\n• SPEICHERBARKEIT: Innerhalb der letzten zehn Jahren sind die Kosten für\r\nBatteriespeicher signifikant gesunken. Dadurch wird die Speicherung\r\ndes Stroms in zunehmend ökonomisch relevanten Größenordnungen\r\n1 Für eine ausführliche Diskussion, siehe „Die Ordnung der Transformation“ (Connect, 2024).\r\nEINE SICHERE STROMVERSORGUNG IM\r\nEINKLANG MIT\r\nWOHLSTAND\r\nÖkonomische Grundsätze\r\nermöglichen eine sichere und\r\neffiziente Stromversorgung. \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n10\r\nrelevant.2 Der Trend zur Kostensenkung wird sich voraussichtlich u. a.\r\naufgrund von Fortschritten der Materialwissenschaften und\r\nProduktionsprozesse auch zukünftig fortsetzen, weswegen die Marktund Regulierungsprozesse der Nutzung von Batteriespeichern aus\r\nGründen der Kosteneffizienz offenstehen sollten. Gleichzeitig sollten\r\nkostenintensive Pfadabhängigkeiten vermieden werden, die zu einer\r\nMarktabschottung innovativer Technologien beitragen können.\r\n• LEITUNGSGEBUNDENHEIT: Die Leitungsgebundenheit des Stroms ist\r\neine fundamentale physikalische Eigenschaft. Allerdings können\r\ndezentrale und nachfrageseitige Erzeugungs- und Flexibilitätsoptionen\r\n(Solaranlagen, Batteriespeicher, Verbrauchssteuerung durch\r\nDigitalisierung, Elektromobilität, Wärmepumpen, etc.) bei einer\r\nentsprechenden Ausgestaltung der Anreize (bspw. dynamische Tarife in\r\nKombination mit dynamischen Netzentgelten) eine effizientere Nutzung\r\nder Übertragungs- und Verteilkapazitäten bewirken. Dadurch sind\r\nsignifikante Steigerungen der Systemeffizienz möglich.\r\n• KAPITALINTENSIVE INVESTITIONEN: Konventionelle Kraftwerke zeichnen\r\nsich auch zukünftig durch hohe Investitionskosten und lange\r\nAmortisations- und Lebensdauern aus. Allerdings können\r\nBatteriespeicher und nachfrageseitige Flexibilitätsoptionen residuale\r\nSpitzenlasten glätten. Dadurch sinkt der Bedarf an konventionellen\r\nKraftwerken. Da sich die technologischen Möglichkeiten und ihre\r\njeweiligen Kosten im Zeitverlauf kontinuierlich verändern, sollte das\r\nMarktdesign stets durchlässig für innovative Technologien sein und\r\nkostenintensive Pfadabhängigkeiten vermeiden. Der technologische\r\nLösungsraum vergrößert sich aufgrund der technologischen\r\nEntwicklungen, weswegen die marktwirtschaftliche Allokation zwischen\r\nden Technologien für die Systemeffizienz und dadurch für den\r\ngesellschaftlichen Wohlstand an Bedeutung gewinnt. Aus diesem Grund\r\nsind Technologie- und Innovationsoffenheit entscheidende Kriterien.\r\n• INELASTISCHE NACHFRAGE: Wir haben in den vorherigen Punkten\r\nbereits technologische Entwicklungen besprochen, die zu einer\r\nflexibleren Nachfrage beitragen. Neben der technischen Perspektive gibt\r\n2\r\nIn sonnenreichen Regionen (Summer-Peaking-Countries) führen die Kostensenkungen der\r\nBatteriespeicher und der Solarenergie zunehmend dazu, dass eine sichere Versorgung auf Basis dieser\r\nTechnologien kostengünstiger wird als die Nutzung von Gaskraftwerken (EMBER, 2025). In Regionen, in\r\ndenen eine hohe Stromnachfrage mit kalten Temperaturen korreliert (Winter Peaking Countries), können\r\ndiese kostengünstigen Technologien die Nutzung und Abhängigkeit speicherbarer Brennstoffe reduzieren\r\nund damit auch die Emissionen durch fossile Brennstoffe senken. In diesen Regionen können\r\nBatteriespeicher die Systemeffizienz und Umweltfreundlichkeit steigern, indem sie Schwankungen der\r\nresidualen Nachfrage reduzieren, womit sie mehr erneuerbar produzierten Strom nutzbar machen und die\r\nresiduale Spitzenlast senken. Eine sichere Stromversorgung erfordert auf absehbare Zeit dennoch\r\nsteuerbare Erzeugungsleistung auf Basis speicherbarer Brennstoffe. \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n11\r\nes jedoch auch die ökonomische Perspektive, in der eine flexible\r\nNachfrage sich in eine preiselastische Nachfrage übersetzt. Dadurch\r\nsteigt der Anteil der preiselastischen Nachfrage, während die Bedeutung\r\nder inelastischen Nachfrage als Marktunvollkommenheit abnimmt, die\r\nbisher regulatorische Eingriffe in den Strommarkt begründet hat. Wenn\r\nVerbraucher zukünftig im größeren Umfang ihre Zahlungsbereitschaft\r\ndurch ihr Verbrauchsverhalten signalisieren können, sinkt die\r\nNotwendigkeit für regulatorische Eingriffe in den Marktprozess, die\r\nbisher die fehlende Preiselastizität zu Lasten der Kosteneffizienz\r\nkompensiert haben. Entscheidend ist keine vollständig elastische\r\nNachfrage, sondern eine hinreichend große elastische Nachfrage, die\r\nauf Knappheitssignale reagieren kann und ihre Zahlungsbereitschaft für\r\nInvestitionen in steuerbare Erzeugungsleistung durch ihr\r\nVerbrauchsverhalten offenlegen kann. Dadurch wird eine Organisation\r\ndes Stromsystems durch effizienzsteigernde Marktprozesse ermöglicht,\r\ndie im Zeitverlauf eine wohlstandssteigernde Wirkung entfaltet.\r\nTechnologische Entwicklungen führen dazu, dass sich an verschiedenen\r\nElementen des Stromsystems Kostensenkungspotenziale entfalten können.\r\nGleichzeitig sinkt die Grundlage für regulatorische Eingriffe, da Verbraucher ihre\r\nPräferenzen zunehmend über Vertragsausgestaltungen und ihr\r\nVerbrauchsverhalten signalisieren können. Damit die\r\nKostensenkungspotenziale realisiert werden können, bedarf es einer\r\nmarktwirtschaftlichen Organisation des Stromsystems auf Basis von\r\nWettbewerb und Verbrauchspräferenzen. Im folgenden Abschnitt diskutieren\r\nwir ökonomische Prinzipien, die erklären, welche Chancen diese\r\nmarktwirtschaftliche Organisation bietet, und welche Gefahren regulatorische\r\nEingriffe beinhalten.\r\n3.2 VERSORGUNGSSICHERHEIT IN ZENTRAL GEPLANTEN\r\nUND IN MARKTWIRTSCHAFTLICH ORGANISIERTEN\r\nSYSTEMEN\r\nIn zentral geplanten Systemen werden in der Regel technische Kennzahlen für\r\nEntscheidungen über die Dimensionierung und die technologische\r\nZusammensetzung genutzt. Im Gegensatz dazu basieren die Entscheidungen\r\nüber die Dimensionierung und die Zusammensetzung marktwirtschaftlicher\r\nSysteme auf Preissignalen. Die Frage der Versorgungssicherheit ist daher eng\r\nmit dem Wert bzw. dem Nutzen des Konsums verknüpft. Wenn Verbraucher\r\nkeinen Zugang zu Preissignalen und keinen Anreiz haben, auf sie zu reagieren,\r\ndann ist eine regulatorische Organisation der Versorgungssicherheit \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n12\r\nunverzichtbar. Mit der Ausweitung der Digitalisierung braucht es weniger\r\nregulatorische Annahmen über Verbrauchspräferenzen, da die relevanten\r\nInformationen über das Verbrauchsverhalten für alle Marktteilnehmer sichtbar\r\nsind.\r\nINFOBOX: ANMAßUNG VON WISSEN\r\nFriedrich August von Hayek bezeichnete in seiner Nobelpreisrede 1974 die\r\n„Anmaßung von Wissen“ als den Irrtum, dass komplexe Wirtschaftssysteme sich\r\nzentral so steuern ließen, als lägen alle relevanten Informationen vollständig vor.\r\nSeine Kritik richtete sich insbesondere an die ökonomische Zunft, die zunehmend\r\nWerkzeuge für staatliche Planungsprozesse bereitstellt. Er forderte stattdessen\r\neinen demütigen Umgang mit der Begrenztheit unseres Wissens. Wissen über\r\nKnappheiten, Präferenzen, Risiken und technische Möglichkeiten ist auf\r\nMillionen von Akteuren verteilt und verändert sich kontinuierlich. Preise\r\nerfüllen deshalb eine zentrale Koordinationsfunktion: Sie bündeln dezentrale\r\nInformationen und machen sie nutzbar, ohne dass eine zentrale Stelle jedes\r\nDetail kennen muss, das sie nicht kennen kann. Problematisch wird es, wenn\r\nPolitik oder Regulierung aus wenigen Durchschnitts- und Modellwerten den\r\nEindruck ableitet, die „richtige“ Lösung lasse sich präzise vorab berechnen. Solche\r\nKennzahlen können Orientierung geben, ersetzen aber nicht den\r\nEntdeckungsprozess im Markt. Werden sie übergewichtet, steigen die Risiken von\r\nFehlsteuerung, Fehlanreizen und kostspieligen Lock-in-Effekten bzw.\r\nPfadabhängigkeiten. Hayeks Kernaussage lautet daher: Gute Ordnungspolitik\r\nsetzt robuste Regeln für Wettbewerb und Verursachergerechtigkeit, statt auf\r\ndie Illusion einer vollständigen Steuerbarkeit zu vertrauen.\r\nDie Kernaufgabe der Volkswirtschaftslehre liegt in der Ausgestaltung von\r\ngesellschaftlichen Prozessen, die den Wohlstand bei knappen Ressourcen\r\n(finanziellen Mitteln, Produktionskapazitäten, Rohstoffen,\r\nVerschmutzungsrechten, etc.) maximieren. Dabei stellt sich stets die Frage der\r\nZuteilung bzw. Allokation dieser knappen Ressourcen.\r\nBei statischer Betrachtung könnte man den Eindruck bekommen, dass das\r\nStromsystem ein kompliziertes System sei. Bei dynamischer Betrachtung (unter\r\nBerücksichtigung des technologischen Fortschritts und der Vielzahl der\r\nSubstitutionsmöglichkeiten) wird jedoch deutlich, dass es sich um ein\r\nkomplexes System handelt. Komplexe Systeme unterscheiden sich von\r\nkomplizierten Systemen durch ihre stark eingeschränkte Planbarkeit aufgrund\r\nvon nichtlinearen Feedbacksystemen, ihrer Neigung zur Selbstregulierung und\r\nihren emergenten Eigenschaften. Emergenz meint, dass das Ganze mehr ist als \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n13\r\ndie Summe seiner Teile. In Wirtschaftsprozessen wird diese emergente\r\nCharakteristik durch Wohlstandswachstum sichtbar, weswegen es ein\r\nPositivsummenspiel darstellt. Je komplexer ein System ist, desto größer ist die\r\nGefahr, dass die Scheingenauigkeit von durchschnittsbasierten Kennzahlen den\r\nBlick auf Anreize und Feedbackprozesse verstellt. Unbegründete Eingriffe\r\nverzerren die Fähigkeit des Marktes zur Selbstregulierung und kosten\r\nWohlstand. Denn aufgrund unvollständiger Informationen kann die Politik nicht\r\nfair über die Zuteilung entscheiden, ohne Wohlstandseinbußen in Kauf zu\r\nnehmen. Das Wirtschaftssystem verschiebt sich dadurch in Richtung eines\r\nNullsummenspiels.\r\nINFOBOX: INFORMATIONSASYMMETRIE UND ANREIZKOMPATIBILITÄT\r\nInformationsasymmetrie bedeutet, dass verschiedene Akteure über\r\nunterschiedlich gute Informationen verfügen; beispielsweise über Kosten, Risiken,\r\nQualität, Zahlungsbereitschaften oder technische Möglichkeiten. Der Nobelpreis\r\n2001 an Akerlof, Spence und Stiglitz hat gezeigt, wie stark Märkte unter solchen\r\nInformationsunterschieden leiden können. Diese Logik betrifft nicht nur\r\nBeziehungen zwischen Marktakteuren, sondern auch das Verhältnis zwischen\r\nMarktakteuren und Regulierern: Unternehmen und Verbraucher kennen ihre\r\ntatsächlichen Präferenzen, Zahlungsbereitschaften und Anpassungsmöglichkeiten besser als Politik und Behörden. Regulierungsentscheidungen\r\nberuhen deshalb häufig auf Durchschnittswerten und Modellen, die dezentrale\r\nInformationen nur unvollständig erfassen bzw. vernachlässigen.\r\nÖkonomisch entscheidend ist daher ein anreizkompatibles Marktdesign.\r\nAnreizkompatibilität bedeutet: Regeln werden so gesetzt, dass ehrliches\r\nOffenlegen von Informationen und systemdienliches Verhalten im\r\nEigeninteresse der Akteure liegen. In diesem Sinne sind Preise nicht nur\r\nErgebnis, sondern auch Informationsinstrumente, weil sie Knappheitssignale\r\nsenden und verteiltes Wissen koordinieren. Diese Perspektive wurde durch die\r\nMechanismusdesign-Theorie (Nobelpreis 2007 an Hurwicz, Maskin und Myerson)\r\nformal vertieft. Gute Ordnungspolitik gestaltet die Regeln so, dass individuelle\r\nAnreize und gesellschaftliche Ziele (bspw. gesamtwirtschaftlicher Wohlstand)\r\nmöglichst deckungsgleich werden.\r\nAuf Märkten entscheiden der Nutzen des Konsums und die Kosten der\r\nProduktion über die Kosteneffizienz und die freiwillige Markträumung.\r\nVersorgungssicherheit ist die Fähigkeit eines Marktes, die zahlungsbereite\r\nNachfrage zu gegebenen Regeln zu bedienen. Markträumung ist ein\r\nMechanismus, der die Allokation knapper Ressourcen effizient koordiniert, \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n14\r\nwenn Preise Knappheit abbilden und Akteure reagieren können. Solange eine\r\nMarkträumung stattfindet, ist Versorgungssicherheit vorhanden, da jede\r\nTransaktion zwischen Nachfragern und Produzenten freiwillig stattfindet. Wenn\r\nsich bei einem Flughafenbäcker die belegten Brötchen stapeln, aber ein Kunde\r\nnicht bereit ist den geforderten Preis zu\r\nzahlen, ist die Versorgungslage mit\r\nBrötchen nicht gefährdet. Womöglich\r\nentscheidet sich der Kunde stattdessen\r\ndafür, sich ein Brötchen auf dem Weg\r\nzum Flughafen zu kaufen, um nicht dem\r\nhohen Preis am Flughafen ausgesetzt zu\r\nsein.\r\nWenn sich Angebot und Nachfrage ausgleichen, entsteht ein Preis, bei dem die\r\nGrenzkosten der Produktion dem Grenznutzen der Nachfrage entsprechen.\r\nDieser Schnittpunkt verbindet die Zahlungsbereitschaft mit den\r\nProduktionskosten und verbindet daher in jeder Zeiteinheit\r\nWohlfahrtsmaximierung mit Versorgungssicherheit.\r\nWenn Zahlungsbereitschaft nicht durch Marktprozesse abgefragt wird, bedeutet\r\nes nicht, dass Verbraucher weniger bezahlen\r\nmüssen. Stattdessen steigen die\r\nGesamtsystemkosten aufgrund von\r\nIneffizienten, weil Konsum mit geringerem\r\nNutzen quersubventioniert wird. Diese\r\nzusätzlichen Kosten belasten je nach\r\nSozialisierungsmethode Verbraucher per\r\nUmlage und/oder Steuerzahler.\r\nWenn Zahlungsbereitschaften nicht über Marktverhalten und Knappheitssignale\r\nsichtbar werden, folgt daraus nicht, dass Verbraucher weniger bezahlen. Häufig\r\nwerden Kosten lediglich anders verteilt: Fehlende oder geglättete Preissignale\r\nkönnen zu Wohlfahrtsverlusten durch Fehlallokation führen, weil Nachfrage und\r\nInvestitionen nicht an Grenznutzen und Grenzkosten ausgerichtet werden. Dann\r\nwird Verbrauch, der unter wirksamen Knappheitspreisen geringer ausfiele,\r\nimplizit querfinanziert; z. B. über Umlagen, Netzentgelte oder Steuermittel.\r\nDiese zusätzlichen Belastungen treffen je nach Ausgestaltung Verbraucher\r\nund/oder Steuerzahler. Die daraus erwachsenden Zusatz- bzw.\r\nOpportunitätskosten werden mit dem Satz beschrieben: There ain‘t no such\r\nthing as a free lunch.\r\nKönnen Produzenten oder Konsumenten ihre jeweiligen Präferenzen in\r\nkonkreten Marktsituationen nicht über ihr Produktions- und Konsumverhalten\r\nSOLANGE EINE MARKTRÄUMUNG\r\nSTATTFINDET, IST VERSORGUNGSSICHERHEIT VORHANDEN, DA JEDE\r\nTRANSAKTION ZWISCHEN\r\nNACHFRAGERN UND PRODUZENTEN\r\nFREIWILLIG STATTFINDET.\r\nBEI EINER FREIWILLIGEN\r\nMARKTRÄUMUNG GLEICHEN SICH\r\nZAHLUNGSBEREITSCHAFT UND\r\nPRODUKTIONSKOSTEN, WODURCH\r\nSICH WOHLFAHRTSMAXIMIERUNG\r\nUND VERSORGUNGSSICHERHEIT\r\nVERBINDEN.\r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n15\r\nausdrücken, dann werden regulatorische Eingriffe auf Basis von\r\nDurchschnittswerten und Kennzahlen notwendig. Aufgrund begrenzter\r\nInformationen der politischen Entscheidungsträger, sind sie im\r\nRegulierungsprozess auf die Informationsbereitstellung der zu regulierenden\r\nUnternehmen angewiesen.\r\nINFOBOX: RENT-SEEKING UND REGULATORY CAPTURE\r\nRent-Seeking beschreibt das Streben nach Einkommen durch politische oder\r\nregulatorische Privilegien statt durch zusätzliche Wertschöpfung und Innovationen\r\n(klassisch analysiert von Anne Krueger (1974): The Political Economy of the RentSeeking Society). Regulatory Capture geht einen Schritt weiter: Regulierung wird\r\nfaktisch von den regulierten Interessen geprägt, sodass Regeln eher\r\nProduzentenrenten sichern als Wettbewerb und Verbraucherwohlfahrt. Den\r\nzentralen theoretischen Bezug lieferte George Stigler mit „The Theory of Economic\r\nRegulation“; er erhielt 1982 den Nobelpreis für Arbeiten zu Marktprozessen und den\r\nUrsachen und Wirkungen staatlicher Regulierung.\r\nÖkonomisch ist das Problem ein Anreizthema: Etablierte Unternehmen haben\r\nstarke Lobbyanreize, während die Kosten per Umlage breit auf viele verteilt\r\n(sozialisiert) und somit politisch weniger sichtbar sind. Die Folge können\r\nMarkteintrittsbarrieren, Innovationshemmnisse und dauerhaft höhere\r\nSystemkosten sein. Public-Choice-Ansätze (u. a. Buchanan, Nobelpreis 1986)\r\nstützen diese Sicht, weil politische Akteure ebenfalls auf Anreize reagieren und\r\nnicht automatisch das Gemeinwohl maximieren.\r\nFür die Ordnungspolitik heißt das: Gute Regulierung braucht wettbewerbsneutrale\r\nRegeln, Transparenz, harte Haftung und eine institutionelle Trennung von\r\nRegelsetzung und Partikularinteressen. Wo diese Sicherungen fehlen, steigt das\r\nRisiko, dass Regulierung vom Korrektiv zum Verteilungsinstrument zugunsten\r\ngut organisierter Gruppen wird.\r\nIm Extremfall führt das Verhältnis zwischen Regulierern und Regulierten zum\r\nsogenannten Crony-Kapitalismus, bei dem sich die Marktregeln vor allem nach\r\nden Interessen der Unternehmen richten, zu Lasten der Verbraucher,\r\nSteuerzahler und schließlich des gesamtgesellschaftlichen Wohlstands.\r\nWie entsteht Wohlstand und wie erodiert er?\r\nWir haben bereits beschrieben, dass die freiwillige Transaktion zwischen\r\nProduzenten und Konsumenten auf Basis ihres Verbrauchsnutzens und ihrer\r\nProduktionskosten wohlstandsmaximierend ist. In diesem Abschnitt diskutieren \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n16\r\nwir, welche Rahmenbedingungen den gesellschaftlichen Wohlstand steigern\r\nund welche Rahmenbedingungen ihn erodieren lassen.\r\nINFOBOX: WOHLSTANDSSTEIGERNDE INSTITUTIONEN UND DIE ROLLE\r\nDER SCHÖPFERISCHEN ZERSTÖRUNG\r\nDer Wirtschaftsnobelpreis 2024 (Acemoglu, Johnson, Robinson) betont:\r\nLangfristiger Wohlstand hängt entscheidend davon ab, welche Institutionen eine\r\nGesellschaft prägen; also Regeln, Eigentumsrechte und politische\r\nMachtstrukturen, die Anreize für Investitionen, Bildung und Unternehmertum\r\nsetzen. Gesellschaften mit inklusiven Institutionen ermöglichen breiter Teilhabe,\r\nverlässliche Rechte und Wettbewerb; dadurch entstehen Innovation und\r\nWachstum. Extraktive Institutionen hingegen konzentrieren Macht und Erträge,\r\nschwächen Rechtssicherheit und bremsen produktive Aktivität. Breiter\r\ngesellschaftlicher Wohlstand wird dadurch eher verhindert als gefördert.\r\nDer Wirtschaftsnobelpreis 2025 (Mokyr; Aghion & Howitt) ergänzt: Wohlstand\r\nentsteht nicht nur durch mehr Produktionskapital, sondern vor allem durch\r\ntechnologischen Fortschritt, der dauerhaftes Produktivitätswachstum ermöglicht.\r\nMokyr hebt hervor, dass dafür bestimmte gesellschaftliche Voraussetzungen nötig\r\nsind (z. B. Wissensdiffusion, Lern- und Innovationskulturen), damit kontinuierlicher\r\nFortschritt möglich wird. Aghion und Howitt erklären Wachstum als Prozess\r\nschöpferischer Zerstörung: Neue Ideen und Technologien verdrängen alte, wodurch\r\nRessourcen in produktivere Verwendungen wandern; vorausgesetzt, Wettbewerb\r\nund Anpassung werden nicht blockiert. Zusammen ergeben die Nobelpreise eine\r\ngemeinsame Botschaft: Gute Institutionen schaffen die Regeln, unter denen\r\nInnovation entstehen kann; und Innovation ist der Motor, der diese Regeln in\r\nsteigende Lebensstandards bzw. Wohlstand übersetzt.\r\nUm evidenzbasierte Entscheidungen über die Ausgestaltung von\r\nmarktwirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu treffen, die im Zeitverlauf den\r\ngesellschaftlichen Wohlstand steigern, ist das Verständnis der folgenden\r\nökonomischen Konzepte notwendig:\r\n• OPPORTUNITÄTSKOSTEN: Wenn Ressourcen verwendet werden, geht\r\ndas immer mit dem Verzicht auf eine alternative Verwendung (evtl. auch\r\nzu einem anderen Zeitpunkt) einher; auch wenn dieser Verzicht nicht\r\nsichtbar ist. Viele politische und wirtschaftliche Eingriffe wirken deshalb\r\nnur scheinbar kostenlos, weil die Kosten häufig nur implizit als\r\nentgangene Möglichkeiten auftreten (z. B. weniger Innovation, weniger\r\nInvestitionen, geringere Produktivität). Eine effiziente \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n17\r\nRessourcenallokation ist daher die Grundlage für nachhaltigen\r\ngesellschaftlichen Wohlstand.\r\n• UNBEABSICHTIGTE KONSEQUENZEN: Regeln verändern Anreize, und\r\nAkteure passen ihr Verhalten an, jedoch häufig anders als ursprünglich\r\nbeabsichtigt. Dadurch können Maßnahmen, die kurzfristig Vorteile\r\nversprechen, langfristig unerwünschte Nebenwirkungen erzeugen, die\r\nden Wohlstand schwächen (z. B. Fehlallokation, Rent-Seeking,\r\nRisikoverlagerung).\r\n• KONTRAFAKTISCHE SZENARIEN: Entscheidungen sollten nicht nur am\r\nbeobachteten Ergebnis bewertet werden, sondern daran, wie sich die\r\nWelt ohne sie oder mit einer alternativen Entscheidung entwickelt hätte.\r\nDas entspricht der Berücksichtigung von Opportunitätskosten bei\r\nEntscheidungen. Gerade Wohlstandserosion ist sonst schwer zu\r\nidentifizieren, weil man den „nicht stattgefundenen“ Fortschritt nicht\r\ndirekt sieht. Ökonomisch fundierte Politik fragt daher systematisch: Was\r\ngeben wir auf? Welche Anreize setzen wir? Und welches plausible\r\nalternative Szenario wäre besser oder robuster gewesen?\r\n• VERURSACHERGERECHTIGKEIT: Alle Kosten, inklusiver externer Kosten\r\nsollten vom Verursacher getragen werden, um effiziente Marktergebnisse\r\nanzureizen. Eine fehlende Verursachergerechtigkeit führt zwangsläufig\r\nzu Marktverzerrungen. Staatliche Eingriffe können Verursachergerechtigkeit durch die Internalisierung externer Effekte\r\nherbeiführen. Allerdings können staatliche Eingriffe die\r\nVerursachergerechtigkeit auch aushebeln, indem sie\r\nverantwortliche Akteure entlasten und die wahren Kosten und\r\nRisiken sozialisieren.\r\nEntscheidungen auf Basis ökonomischer Prinzipien wirken nachweislich\r\nwohlstandssteigernd. In der politischen Realität sehen sich\r\nEntscheidungsträger jedoch häufig genötigt, kurzfristorientierte\r\nEntscheidungen zu treffen, um sich durch einen „Arbeitsnachweis“ für die\r\nnächste Wahl zu empfehlen. In der Regel kostet kurzfristorientierte\r\nSymbolpolitik jedoch langfristig Wohlstand.\r\nINFOBOX: EVIDENZ VS. EMOTIONALISIERUNG ALS LEITPRINZIP\r\nDie ökonomische Forschung liefert seit der Veröffentlichung von Adam Smiths‘\r\n„Wealth of Nations“ im Jahr 1776 kontinuierlich Evidenz für die Voraussetzungen\r\nvon Wohlstand. Dem stehen politisch verfängliche „Narrative“ entgegen, die\r\nbegründen, warum es in spezifischen Fällen notwendig sei, entgegen der\r\nwissenschaftlichen Evidenz, politische bzw. regulatorische Vorgaben zu machen.\r\nJe stärker sich ein Thema emotionalisieren lässt und je komplexer die realen \r\nÖKONOMISCHE GRUNDSÄTZE\r\n18\r\nWirkungszusammenhänge sind, desto größer sind die Erfolgsaussichten für das\r\nRent-Seeking zu Lasten des gesellschaftlichen Wohlstands.\r\nEin landesweiter Blackout des Stromsystems ist in diesem Sinne die perfekte\r\nGeschichte. Angst ist die ideale Emotion, um rationale Argumente zu\r\nübertrumpfen. Und für Medien übersetzt sich das Skandalisierungspotenzial in\r\nKlickzahlen. Versorgungssicherheit wird zu einer Ja-Nein-Sichtweise verkürzt.\r\nInformierten Fachkreisen ist jedoch bekannt, dass ein großflächiger Blackout in der\r\nRegel durch netztechnische Kaskaden bzw. Fehlfunktionen entsteht, wie es auf der\r\niberischen Halbinsel im Jahr 2025 und in Deutschland im Jahr 2006 geschehen ist.\r\nSelbst der Roman „Blackout“ basierte v. a. auf einem Hackerangriff der die\r\nNetzinfrastruktur und die Datenaufbereitung manipulierte. Wenn tatsächlich eine\r\nKnappheit an Erzeugungskapazität auftreten sollte, dann werden zuvor kontrahierte\r\nSystemdienstleistungen aktiviert oder im schlimmsten Fall gezielt einzelne\r\nGroßverbraucher und als letztes Mittel einzelne Verteilnetze von der Versorgung\r\nabgetrennt. Ein deutschlandweiter Blackout wird dadurch ausgeschlossen. Derlei\r\ngraduelle Zusammenhänge und Erklärungen eignen sich jedoch nicht für die\r\npolitische Überzeugungsarbeit.\r\nWenn Unternehmensvertreter politische Entscheidungsträger vor einem Blackout\r\nwarnen, sind diese nachvollziehbarerweise alarmiert. Politiker und\r\nUnternehmensvertreter vereint das gemeinsame Ziel, dieses Szenario zu\r\nverhindern. Das Problem ist jedoch: Das Szenario widerspricht der Realität und die\r\ndaraus folgenden Maßnahmen lassen durch Rent-Seeking-Anreize und Regulatory\r\nCapture üblicherweise den Wohlstand erodieren.\r\nRent-Seeking hat auf verschiedenen Wegen üblicherweise das Ziel, Gewinne zu\r\nprivatisieren sowie Kosten und Risiken zu sozialisieren. Diese Umverteilung von\r\nunten nach oben, ist im Sinne von Acemoglu, Johnson, und Robinson\r\n(Nobelpreis 2024) eine typische extraktive\r\nInstitution. Wohlstand entsteht jedoch durch\r\nAnreize, die Kosteneffizienz und Innovation\r\nsteigern. Mokyr, Aghion und Howitt (Nobelpreis\r\n2025) erklären, dass Innovationsdruck auf Basis\r\ndes marktwirtschaftlichen Wettbewerbs den\r\nWohlstand nachhaltig steigert.\r\nVerursachergerechtigkeit ankert die Verantwortung von Kosten und Risiken bei\r\nden Akteuren, die sie bewirtschaften können. Daher ist Verursachergerechtigkeit ein zentrales ökonomische Prinzip für die nachhaltige\r\nGewährleistung von Versorgungssicherheit und gesellschaftlichem Wohlstand.\r\nVERURSACHERGERECHTIG\r\nKEIT IST DAS ZENTRALE\r\nÖKONOMISCHE PRINZIP FÜR\r\nDIE GEWÄHRLEISTUNG VON\r\nVERSORGUNGSSICHERHEIT\r\nUND WOHLSTAND.\r\n4 Übersicht der Kapazitätsmechanismen\r\nNachdem wir in Kapitel 2 die europarechtlichen\r\nVoraussetzungen und in Kapitel 3 die ökonomischen\r\nHintergründe besprochen haben, stellen wir auf dieser Basis\r\ndie aktuell diskutierten Mechanismen vor; die von der\r\nBundesregierung angekündigte Kraftwerksstrategie (KWS),\r\nden beihilferechtlichen Rahmen für den angekündigten\r\numfassenden Kapazitätsfördermechanismus und die\r\neffektive Absicherungspflicht als Alternative.\r\nIn der aktuellen Kommunikation des BMWE (2026a) wird die KWS in Kombination\r\nmit zusätzlichen Ausschreibungen in den Folgejahren beschrieben, an die sich\r\nein zentral geplanter umfassender Kapazitätsfördermechanismus anschließen\r\nsoll. Da bisher keine Details über die Ausgestaltung des umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus kommuniziert wurden, stellen wir das CISAFZielmodell als relevanten Benchmark vor. Als marktwirtschaftlicher\r\nKapazitätsmechanismus dient die Absicherungspflicht als Alternative zu den\r\ntiefen Markteingriffen durch die beiden zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen.\r\n4.1 DIE KRAFTWERKSSTRATEGIE\r\nAm 15. Januar 2026 hat das BMWE per Pressemitteilung (BMWE, 2026a) eine\r\nGrundsatzeinigung mit der EU-KOM über Eckpunkte der Kraftwerksstrategie\r\n(KWS) verkündet und ein Hintergrundpapier verteilt (BMWE, 2026b), in dem\r\nrelevante Eckpunkte der beiden Maßnahmen aufgezeigt werden. Es herrscht\r\nkeine vollständige Transparenz über die exakte beihilferechtliche Zuordnung des\r\nGenehmigungsprozesses. Zudem zirkuliert ein englischsprachiges Non-Paper\r\nvom 31.12.2025, mit zusätzlichen Eigenschaften der vorläufigen Einigung. Da\r\ndie Aussagen des inoffiziellen Dokuments weniger belastbar sind – aber\r\nmöglicherweise dennoch Hinweise auf Überlegungen zu Ausgestaltungsdetails\r\nbeinhalten – stellen wir die Inhalte separat dar.\r\nDie offizielle Pressemitteilung umfasst die folgenden Informationen:\r\n• In 2026 werden 12 GW steuerbare Kapazität ausgeschrieben. Davon\r\nhaben 10 GW ein Langfristkriterium. Die Anlagen müssen bis spätestens\r\n2031 ihren Betrieb aufnehmen.\r\nVERZERRUNGEN VS.\r\nMARKTSTÄRKUNG\r\nDie diskutierten Kapazitätsfördermechanismen\r\nverstärken die Marktverzerrungen, während die\r\nAbsicherungspflicht den\r\nMarkt stärkt.\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n20\r\n• In den Jahren 2027 und 2029/2030 erfolgen weitere Ausschreibungen für\r\nsteuerbare Kapazität, inklusive Bestandsanlagen, die spätestens im Jahr\r\n2031 verfügbar sein müssen.\r\n• Sämtliche Kraftwerke, die im Rahmen der KWS gebaut werden, sollen\r\nwasserstofffähig sein und spätestens bis zum Jahr 2045 vollständig\r\ndekarbonisieren.\r\n• Zusätzlich soll eine Maßnahme den Umstieg auf Wasserstoff im Umfang\r\nvon 2 GW bis 2040 und weiteren 2 GW bis 2043 anreizen. Ab 2027 sollen\r\nAusschreibungen diese Umstellung u. a. mithilfe von Differenzverträgen\r\nfür die zusätzlichen Brennstoffkosten anreizen.\r\n• Ein umfassender Kapazitätsfördermechanismus soll im Jahr 2027\r\neingeführt und ab 2032 wirksam werden.\r\nIn der Pressemitteilung wird darauf verwiesen, dass das Beihilfeverfahren mit\r\ndieser Grundsatzeinigung zu den Eckpunkten noch nicht abgeschlossen sei, da\r\ndie KWS nach Vorlage des Gesetzesentwurfs noch abschließend von der\r\nEuropäischen Kommission (EU-KOM) genehmigt werden muss.\r\nDie KWS basiert unseres Wissens auf dem KUEBLL-Prozess unter Artikel 4.8\r\n(Versorgungssicherheit). Der umfassende Kapazitätsfördermechanismus\r\nbasiert entweder auf dem üblichen beihilferechtlichen KUEBLL-Verfahren oder\r\nauf dem beschleunigten CISAF-Prozess.\r\nZusätzliche Hinweise aus dem Hintergrundpapier:\r\n• Die Ausschreibungen der KWS in den Jahren 2026, 2027 und 2029 sollen\r\nin Summe den Gesamtbedarf des Jahres 2031 abdecken.\r\n• In der 2026 Ausschreibung der 10 GW mit Langfristkriterium ist eine\r\nregionale Steuerung vorgesehen.\r\n• In der Ausschreibung für 2 GW ohne Langfristkriterium ist\r\nnachfrageseitige Flexibilität (Demand Response) nicht\r\nteilnahmeberechtigt.\r\n• Aggregation kleinerer Anlagen ist in der 2026 Ausschreibung möglich.\r\n• Es dürfen nur inländische Kapazitäten teilnehmen.\r\n• Alle Ausschreibungselemente sehen ein finanzielles Instrument zur\r\nErlösabschöpfung vor.\r\nZusätzliche Hinweise aus dem Non-Paper vom 31.12.2031\r\nDas Non-Paper konkretisiert einige Aussagen aus der Pressemitteilung und dem\r\nHintergrundpapier:\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n21\r\n• Die Gesamtmengen aus alles Auktionen (T-5, T-4, T-2) soll der\r\nGesamtmenge entsprechend ERAA (ca. 42 GW, bereinigt um Kapazitäten\r\naus anderen Fördermaßnahmen) entsprechen.\r\n▪ T-4 und T-2 Auktionen: ca. 29 GW (da bereits 12 GW in T-5 Auktion)\r\n▪ T-4 Auktion: ca. 21-26 GW in 2027 (Entsprechend CISAF, 75-90 % des\r\nGesamtvolumens in T-4 Auktion)\r\n▪ T-2 Auktion: ca. 3-8 GW in 2029\r\n• In der 2026-Auktion über 10 GW (entspricht ca. 9 GW derated Kapazität)\r\nmüssen Details noch konkretisiert werden: 10-Stunden Kriterium,\r\npassende Deratingmethode, Aktivierungstests, Fähigkeit zur\r\nBereitstellung von Systemdienstleistungen, etc.\r\n• Weitere Mengen könnten in der T-2 Auktion durch die Öffnung für\r\ngrenzüberschreitende Gebote hinzukommen, wenn Netzbetreiber\r\nbilaterale Vereinbarungen vor dem Start der T-4 Auktion mit den\r\nbenachbarten Ländern vereinbaren. Grenzüberschreitende Gebote\r\nkönnen für 1-Jahresverträge mitbieten.\r\n• Existierende und neue Anlagen können teilnehmen. Verschiedene\r\nVertragslaufzeiten (von 1 bis 15 Jahre) konkurrieren miteinander auf\r\nBasis ihrer Gebote.\r\n• Finanzierung über eine Umlage (aber Option einer BackupBudgetfinanzierung als Kredit oder Garantie ist vorgesehen, die\r\nzurückgezahlt werden muss, sobald die Umlage eingeführt wird)\r\nIm Non-Paper wird zudem darauf hingewiesen, dass Deutschland (GER) und die\r\nEuropäische Kommission (DG ENER) gemeinsam die verschiedenen\r\nMöglichkeiten prüfen werden, wie sich sowohl die Volumina als auch die Dauer\r\nder Langfrist-Lieferverpflichtung in den T-5-Ausschreibungen im Einklang mit\r\ndem EU-Recht bestmöglich begründen lassen. Dabei werden auch qualitative\r\nArgumente eine Rolle spielen. Darüber hinaus werden sie verschiedene\r\nOptionen untersuchen, um zusätzliche Analysen zur Untermauerung dieser\r\nArgumente durchzuführen und so eine fundierte sowie rechtlich belastbare\r\nBegründung zu gewährleisten. Diese Formulierungen deuten darauf hin, dass\r\ndie Abweichungen vom Beihilferecht bewusst in Kauf genommen werden und\r\neine politische Einigung bzw. Begründung jenseits der beihilferechtlichen\r\nVorgaben angestrebt wird.\r\nDas Non-Papier weist hinsichtlich der Anforderung einer öffentlichen\r\nKonsultation der Maßnahme darauf hin, dass die im Rahmen der früheren KWS\r\ndurchgeführte öffentliche Konsultation zusammen mit der Konsultation der\r\nLänder und Verbände im Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens (Länder- und\r\nVerbändeanhörung) als ausreichend angesehen wird. Das ist insofern\r\nerstaunlich, als dass die KWS der Vorgängerregierung als primäres Ziel den \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n22\r\nHochlauf des Wasserstoffmarktes formuliert hat, weswegen große Teile der\r\nMaßnahme unter dem Dekarbonisierungskapitel KUEBLL 4.1 diskutiert wurden,\r\nwohingegen die aktuelle Maßnahme primär auf die Stärkung der\r\nVersorgungssicherheit unter KUEBLL 4.8 abzielt.\r\nDarüber hinaus weist das Non-Paper darauf hin, dass die Untersuchung der\r\nmöglichen Auswirkungen des Kapazitätsfördermechanismus auf\r\nNachbarländer einschließlich einer Konsultation dieser Nachbarstaaten gemäß\r\nArt. 21 Abs. 2 der EU-Verordnung ausschließlich für den umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus mit Lieferung ab dem Jahr 2032 durchgeführt\r\nwird. Diese Trennung deutet darauf hin, dass die KWS und der umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismus als zwei getrennte Maßnahmen betrachtet\r\nwerden, die eigenen beihilferechtlichen Prozessen folgen. Es ist jedoch nicht\r\nersichtlich, weswegen eine Konsultation der KWS entgegen den\r\nbeihilferechtlichen Vorgaben als nicht notwendig erachtet wird.\r\nUm die Anforderung gemäß Art. 21 Abs. 5 der EU-Verordnung (Umsetzung eines\r\nMarktreformplans vor Einführung eines Kapazitätsfördermechanismus) zu\r\nerfüllen, soll der bestehende Marktreformplan für die deutsche strategische\r\nReserve (Kapazitätsreserve) herangezogen werden. Dieser Umsetzungsplan\r\nstammt vom Januar 2022 und zielt auf die nach Art. 21 Abs. 3 (der EUVerordnung) als milder angesehene Kapazitätsreserve ab. Es ist nicht\r\nersichtlich, weshalb der Reformplan für die aktuell diskutierte tiefgreifendere\r\nMaßnahme geeignet sein sollte, da sich seit dieser Zeit eine Reihe struktureller\r\nVeränderungen auf dem deutschen Strommarkt eingestellt haben, inklusive der\r\nDiskussion der milderen und zielgenaueren Absicherungspflicht.\r\n4.2 DAS CISAF-ZIELMODELL\r\nDa es bisher keine Details zum angekündigten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus gibt, stellen wir das CISAF-Zielmodell als\r\nrelevanten Benchmark vor. Die Motivation des CISAF ist ein schnellerer\r\nGenehmigungsprozess, wenn die Ausgestaltung der Maßnahme im\r\nWesentlichen dem CISAF-Zielmodell entspricht. Das bedeutet auch, dass die\r\nKWS in einem ordentlichen Genehmigungsprozess im Wesentlichen dem\r\nCISAF-Zielmodell entsprechen sollte.\r\nEine Übersicht der für Deutschland relevantesten Anforderungen des CISAFZielmodells:\r\n• Der marktweite Kapazitätsfördermechanismus „muss allen\r\nTechnologien, Empfängern und Vorhaben offenstehen, die \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n23\r\ntransparente, objektive und diskriminierungsfreie technische und\r\numweltbezogene Anforderungen erfüllen. Es sind keine weiteren\r\nKriterien festgelegt“ (Anf. 5, CISAF).\r\n• Mindestkapazität: höchstens 1 MW (Anf. 5)\r\n• Mindestlieferdauer: höchstens 1 Stunde (Anf. 5)\r\n• Aggregierung muss zulässig sein (Anf. 5)\r\n• CO2-Grenzwerte müssen eingehalten werden (Anf. 6)\r\n• Die Deratingfaktoren müssen anhand des ERAA festgelegt werden.\r\nKapazitätsanbieter dürfen davon höchstens 15 % abweichen. (Anf. 7)\r\n• Eine grenzüberschreitende Teilnahme muss möglich sein (Anf. 8)\r\n• Die maximale Nachfrage sollte auf dem ERAA basieren. Sie sollte\r\nverringert werden, wenn sie den CONE übersteigt. (Anf. 9)\r\n• Es können Gebotsobergrenzen eingeführt werden. (Anf. 9)\r\n• Eine wettbewerbliche Ausschreibung 4-6 Jahre vor dem Lieferfenster\r\nsollte 75-90 % der Nachfrage abdecken. Weitere Ausschreibungen\r\nkönnen in einem kürzeren Zeitraum vor der Lieferung können die\r\nZielmenge anpassen, dabei ist die Vorlaufzeit für die Entwicklung der\r\nLaststeuerung und der Speicherung zu berücksichtigen. (Anf. 10)\r\n• Eine wettbewerbliche Ausschreibung ermittelt die Beihilfeempfänger\r\nanhand ihres gebotenen Preises pro herabgesetzter Einheit. Die\r\nVergütung erfolgt entweder anhand des ursprünglichen Gebots oder des\r\nClearingpreises. (Anf. 14)\r\n• Die Beihilfeempfänger müssen ihre Kapazitätsvereinbarung bis\r\nmindestens 2 Monate vor Beginn der Lieferfensters an einen anderen\r\nKapazitätsanbieter verkaufen dürfen. (Anf. 15)\r\n• Kapazitätsvereinbarungen müssen in der Regel ein Lieferfenster\r\nabdecken. Wenn Kapitalinvestitionen getätigt werden, kann für jede\r\nTranche von 25.000 EUR/herabgesetztem MW ein zusätzliches Jahr\r\nangeboten werden. Die Laufzeit für Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen\r\ndarf 15 Jahre nicht überschreiten. (Anf. 17)\r\n• Alle Empfänger müssen mindestens einmal pro Lieferfenster aktiviert\r\nwerden (Lieferung oder Test), was ihnen mit einem Vorlauf von\r\nhöchstens 24 Stunden angekündigt werden muss. (Anf. 19)\r\n• Empfängern droht eine Vertragsstrafe, wenn sie nicht verfügbar sind.\r\nWenn sie weniger als 50 % des Lieferzeitraums nicht verfügbar sind,\r\nmuss eine Vertragsstrafe verhängt werden, die mindestens den\r\nKapazitätseinnahmen des Lieferfensters entspricht. (Anf. 20)\r\n• Die Empfänger müssen für die verbleibende Laufzeit einer\r\nKapazitätsvereinbarung Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit\r\nzahlen, wenn sie diese Kapazitätsvereinbarungen vorzeitig kündigen. Es\r\nsei denn, sie können ihre Kapazitätsvereinbarung auf einen anderen\r\nKapazitätsanbieter auf dem Sekundärmarkt übertragen. Bei \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n24\r\nmehrjährigen Kapazitätsvereinbarungen können die Vertragsstrafen\r\nwegen Nichtverfügbarkeit auf vier Jahre begrenzt werden. Von\r\nKapazitätsanbietern können Sicherheiten verlangt werden. (Anf. 20)\r\n• Wenn ein Mitgliedsstaat sowohl einen Kapazitätsmechanismus als auch\r\neine Flexibilitätsmaßnahme anwendet, dann sollte die Kapazität\r\ngemeinsam beschafft werden. Wenn ein Flexibilitätsbedarf identifiziert\r\nwurde, kann beispielsweise eine Mindestmenge nichtfossiler Flexibilität\r\nvorgegeben werden. Wenn es zwei getrennte Maßnahmen gibt, müssen\r\nsich die Teilnehmer für ein Maßnahme entscheiden, um eine\r\nÜberkompensation zu vermeiden. (Anf. 22)\r\n• Beihilfen für dieselbe Kapazitätsressource aus mehr als einer\r\nBeihilfemaßnahme können kumuliert werden, solange eine\r\nÜberkompensation vermieden wird. (Anf. 24)\r\n• Mindestens 90 % der Kosten im Rahmen des Kapazitätsfördermechanismus müssen den Verbrauchern auf der Grundlage ihres\r\nVerbrauchs während mindestens 1 % und höchstens 5 % der Stunden\r\n(oder Marktzeiteinheiten) mit den höchsten Preisen in den einzelnen\r\nJahren (oder einzelnen Lieferfenstern) zugewiesen werden. Von\r\nBilanzkreisverantwortlichen (z. B. Versorgern) können Entgelte verlangt\r\nwerden. (Anf. 26)\r\nDie umfassenden und tiefgreifenden Vorgaben verdeutlichen die große Anzahl\r\nder Ausgestaltungsdetails, die für den Versuch notwendig sind, schlimmste\r\nMarktverzerrungen einzuhegen. Das gelingt jedoch mit Blick auf übliche\r\nAusgestaltungsdetails nur sehr unvollständig:\r\n• Bei der Ausgestaltung der Pönalisierung gibt es einen typischen\r\nregulatorischen Trade-Off, der sich nicht sinnvoll auflösen lässt. Eine\r\nstrenge Pönalisierung reizt eine hohe Erfüllungsquote an, führt jedoch zu\r\nhohen Risikoaufschlägen bei der Gebotsabgabe, da sich nicht alle\r\ntechnischen und wirtschaftlichen Einflussfaktoren kontrollieren lassen.\r\nEine laxe Pönalisierung bzw. großzügige Force-Majeure-Regelungen\r\nerlaubt die Rückgabe von Zuschlägen, sobald sich wirtschaftliche\r\nAussichten verschlechtern. Dadurch sinken Risikoaufschläge zulasten\r\nder Versorgungssicherheit.\r\n• Um die Vorgaben zur Pönalisierung der Nichterfüllung (Anf. 20) und der\r\nVermeidung einer Überförderung zu adressieren, werden üblicherweise\r\nsogenannte Zuverlässigkeitsoptionen (Reliability Options) genutzt. Wenn\r\nder Strompreis am Großhandelsmarkt eine vorher festgelegte Schwelle\r\nüberschreitet, werden die Einnahmen oberhalb dieser Schwelle\r\nabgeschöpft. Dieses handelbare Produkt zielt gleichzeitig darauf ab, den\r\nMissbrauch von Marktmacht zu beschränken und die Ineffizienzen sowie \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n25\r\nRisiken einzuhegen. Dafür ist die Übertragbarkeit der Reliability Option\r\nentscheidend.\r\no Beispielsweise zielt der Sekundärmarkt nach Anf. 15 darauf ab, die\r\ntechnologischen Festlegungen der Primärauktion abzuschwächen,\r\nindem die Realibility Option weitergegeben wird. Auf diese Weise\r\nkönnen die Lieferverpflichtungen auch durch andere Technologien\r\nerfüllt werden. Die Vorgabe eines Sekundärmarktes zielt somit\r\ndarauf ab, (Kosten-)Risiken zu begrenzen. Allerdings wird diese\r\nÜbertragbarkeit durch eine Vielzahl zusätzlicher (Nachweis-\r\n)Vorgaben erschwert, weswegen trotzdem davon auszugehen ist,\r\ndass Gebote einen signifikante Risikoaufschlag beinhalten.\r\n• Die Anforderung 26 versucht über Vorgaben zur Ausgestaltung einer\r\ndynamischen Umlage, Verursachergerechtigkeit zu implementieren,\r\nindem Verbraucher in Zeiten von Preisspitzen den größten Teil der Kosten\r\ntragen müssen. Hierbei wird jedoch die Kostenübernahme mit\r\nVerursachergerechtigkeit verwechselt. Die Kosten entstehen auf Basis\r\nder ausgeschriebenen Menge und administrativ festgelegten\r\ntechnologiespezifischen Deratingfaktoren vier bis sechs Jahre vor dem\r\nLieferjahr. Die Umlage verteilt diese Kosten lediglich.\r\nVerursachergerechtigkeit im marktwirtschaftlichen Sinne führt jedoch\r\ndazu, dass nur diejenigen Kosten entstehen, die dem Nutzen des\r\nVerbrauchs im Sinne der Zahlungsbereitschaft entsprechen. Dadurch\r\nreizt Verursachergerechtigkeit Kosteneffizienz an; im Gegensatz zur\r\nKostenverteilung.\r\n• Entsprechend Anf. 17 müssen die Gebote mindestens ein Lieferfenster\r\nabdecken. Das steht jedoch im Widerspruch zu Anf. 5, die besagt, dass\r\nein Kapazitätsfördermechanismus „allen Technologien, Empfängern und\r\nVorhaben offenstehen [muss], die transparente, objektive,\r\ndiskriminierungsfreie, technische und umweltbezogene Anforderungen\r\nerfüllen“. Durch die Vorgabe der Länge des Lieferfensters und des\r\nVorlaufs zwischen Ausschreibung und Lieferung werden zwangsläufig\r\nTechnologien ausgeschlossen, die grundsätzlich zu einer\r\nZusammenführung von Angebot und Nachfrage fähig sind. Die Gruppe\r\nflexibler Verbraucher ist sehr heterogen und zeichnet sich durch eine\r\nhohe zeitliche Variabilität aus. Beispielsweise können viele\r\nProduktionsprozesse ihren Strombezug variabel gestalten, wenn die\r\nAuslastung (bspw. saisonbedingt) gering ist. In diesem Fall sind die\r\nOpportunitätskosten gering, weswegen sie vergleichsweise niedrige\r\nPreise für ihre Lastverschiebung bieten können. Die Opportunitätskosten\r\nsteigen jedoch, wenn die Auslastung hoch ist. In diesem Fall müssten \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n26\r\ndie Anbieter höhere Preise bieten, um ihren Verbrauch zeitlich zu\r\nverschieben. Diese Wechselwirkungen sind im marktwirtschaftlichen\r\nProzess Bestandteil der alltäglichen Bewirtschaftung knapper\r\nRessourcen. Wenn diese Entscheidungen jedoch aufgrund\r\nregulatorischer Vorgaben mit langer Vorlaufzeit und für lange Zeiträume\r\ngetroffen werden müssen, verhindert das zwangsläufig die Nutzung\r\ndieses flexiblen Lastpotenzials.\r\nIm Folgenden stellen wir die effektive Absicherungspflicht als\r\nmarktwirtschaftlichen Kapazitätsmechanismus und damit als mildere und\r\nzielgenauere Alternative zu zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismen vor. Damit zeigen wir, dass sich\r\nVersorgungssicherheit auch weniger verzerrend, zielgenauer und damit\r\neffizienter gewährleisten lässt.\r\n4.3 DIE ABSICHERUNGSPFLICHT\r\nDie effektive Absicherungspflicht ist als marktwirtschaftlicher\r\nKapazitätsmechanismus eine mildere und zielgenauere Alternative zu zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen. Sie hat ihren konzeptionellen\r\nUrsprung in der Energiekrise 2022. Als die Strompreise angestiegen sind,\r\nmussten Versorger, die sich nicht am Terminmarkt abgesichert hatten, Insolvenz\r\nanmelden. Die Kunden mussten von Grundversorgern aufgenommen werden,\r\nwodurch hohe gesellschaftliche Kosten entstanden sind. Diese externen Kosten\r\nbezeichnen wir als Risikoexternalität.\r\nDie Identifikation der relevanten Marktunvollkommenheit\r\nAus ökonomischer Perspektive gibt es bei der Absicherung der Stromversorgung\r\nein Moral-Hazard-Problem. Indem Vertriebe ihre eingegangenen\r\nLieferverpflichtungen nur über den Spotmarkt erfüllen, umgehen sie die Kosten\r\ndes Risikomanagements; inklusive einer Risikoprämie am Terminmarkt. Sie\r\nbetreiben Free-Riding, indem sie von den vorhandenen Kraftwerken im üblichen\r\nMarktgeschehen profitieren, aber durch die Vernachlässigung des\r\nRisikomanagements nur eingeschränkt zu ihrer Finanzierung beitragen. Durch\r\ndiesen Kostenvorteil können sie Marktanteile\r\ngegenüber Wettbewerbern gewinnen, die\r\nseriöses Risikomanagement betreiben. Wenn\r\nsich das Risiko in Form einer Krise\r\nmaterialisiert, verschwinden die Anbieter ohne\r\nseriöses Risikomanagement kurzfristig vom\r\nIN DER ENERGIEKRISE 2022\r\nWURDE EIN FREE-RIDEREFFEKT IDENTIFIZIERT, DER\r\nDURCH DIE ABSICHERUNGSPFLICHT ADRESSIERT WIRD.\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n27\r\nMarkt. Sie profitieren daher vom Risikomanagement anderer Akteure, ohne\r\neinen eigenen Beitrag zu leisten.\r\nDurch dieses Free-Riding wird der Terminmarkt verzerrt, da die Nachfrage nach\r\nAbsicherungsprodukten geringer ausfällt als es für eine sichere\r\nMarktorganisation notwendig wäre. Externe Kosten können jedoch internalisiert\r\nwerden und dadurch das Preissystem korrigieren; vergleichbar mit der\r\nInternalisierung der Klimakosten durch den Emissionshandel. Indem die\r\nRisikoexternalität internalisiert wird, steigt die Nachfrage nach\r\nAbsicherungsprodukten auf ein Niveau, dass eine sichere Stromversorgung auf\r\nBasis eines funktionsfähigen Preissystems gewährleistet.\r\nDie Behebung der Marktunvollkommenheit\r\nAufgrund der Identifikation des Free-Riding und der Risikoexternalität in der\r\nEnergiekrise wurde die Strombinnenmarktrichtlinie angepasst. Entsprechend\r\nArt. 18a der Richtlinie müssen die Mitgliedsstaaten dafür sorgen, „dass\r\nVersorger:\r\n• a) über angemessene Absicherungsstrategien verfügen und diese\r\numsetzen, um das Risiko von Änderungen des Stromangebots auf\r\nGroßhandelsebene für die wirtschaftliche Tragfähigkeit ihrer Verträge mit\r\nKunden zu begrenzen und gleichzeitig die Liquidität an den\r\nKurzfristmärkten und die von diesen Märkten ausgehenden Preissignale\r\naufrechtzuerhalten,\r\n• b) alle angemessenen Maßnahmen ergreifen, um das Risiko eines\r\nVersorgungsausfalls zu begrenzen.“\r\nDie Richtlinie ergänzt: „Die Absicherungsstrategien der Versorger können auch\r\ndie Nutzung von Strombezugsverträgen im Sinne von Artikel 2 Nummer 77 der\r\nVerordnung (EU) 2019/943 oder andere geeignete Instrumente, wie z. B.\r\nTermingeschäften, umfassen […].“\r\nDie Präferenz für eine mit den Umwelt- und Klimazielen der EU kompatiblen\r\nLösung wird durch den Zusatz deutlich: „Sind ausreichend weit entwickelte\r\nMärkte für Strombezugsverträge vorhanden, die einen wirksamen Wettbewerb\r\nermöglichen, können die Mitgliedstaaten verlangen, dass ein Teil des Risikos,\r\ndem die Versorger durch Änderungen der Großhandelspreise für Strom\r\nausgesetzt sind, durch Strombezugsverträge für Strom aus erneuerbaren\r\nEnergiequellen abgedeckt wird, die der Dauer ihres Risikos auf Verbraucherseite\r\nentsprechen, wobei das Wettbewerbsrecht der Union einzuhalten ist.“\r\nZudem wird die Präferenz für wettbewerbliche und heterogene Ansätze durch\r\neinen weiteren Zusatz deutlich: „Die Mitgliedstaaten bemühen sich, die \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n28\r\nZugänglichkeit von Absicherungsprodukten für Bürgerenergiegemeinschaften\r\nund Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften sicherzustellen und die\r\ngrundlegenden Voraussetzungen hierfür zu schaffen.“\r\nIm Einklang mit den Zielen der Richtlinie setzt die effektive Absicherungspflicht\r\nbei der Internalisierung der Risikoexternalität an, um eine marktwirtschaftliche\r\nund umweltfreundliche Organisation der Versorgungssicherheit zu\r\nermöglichen. Dadurch können Marktverzerrungen durch zentral geplante\r\nKapazitätsfördermechanismen vermieden werden, die im Ergebnis häufig die\r\nMarktmacht etablierter\r\nUnternehmen steigern und die\r\nAbhängigkeit von fossilen\r\nBrennstoffen durch\r\nKapazitätssubventionen\r\naufrechterhalten, wodurch sie in\r\neinem Spannungsverhältnis zu\r\nden europäischen Umwelt- und\r\nKlimazielen stehen.\r\nDie effektive Absicherungspflicht setzt am Prinzip der Verursachergerechtigkeit\r\nan, mit dem beispielsweise auch der Automobilmarkt durch die KfzHaftpflichtversicherung gestärkt wird. Die Kfz-Versicherungsrichtlinie (2021)\r\n„verpflichtet alle Kraftfahrzeuge in der EU, durch eine obligatorische\r\nHaftpflichtversicherung gedeckt zu sein.“ Die Kfz-Haftpflicht stärkt die\r\nFunktionsfähigkeit des Automarktes, indem sie Vertrauen schafft und\r\nsicherstellt, dass Schäden nicht bei zufälligen Dritten oder der Allgemeinheit\r\nhängen bleiben. Ohne diese Regel wäre Autofahren mit erheblich größeren\r\nexternen Risiken verbunden, was Nutzung, Investitionen und Innovation\r\nhemmen würde.\r\nDie Versicherungspflicht ordnet den Markt, ohne ihn zentral zu steuern: Jeder\r\nentscheidet selbst, wie er sich versichert, aber niemand darf unversichert\r\nteilnehmen. Genau diese Logik überträgt die Absicherungspflicht auf den\r\nStrommarkt: Stromvertriebe (bzw. genauer: Bilanzkreisverantwortliche, die eine\r\nNachfrage bewirtschaften) dürfen die Nachfrage nicht ungedeckt lassen,\r\nsondern müssen sie im Voraus absichern; über Terminmärkte, Eigenerzeugung\r\noder Flexibilitätsoptionen. Die finanziellen Schäden durch eine fehlende\r\nAbsicherung können mit Blick auf die Versorgungssicherheit deutlich höher\r\nausfallen als die materiellen Schäden eines Autounfalls.\r\nDie Absicherungspflicht folgt somit einer in vielen funktionierenden Märkten\r\nbewährten Logik: Banken brauchen Eigenkapital (Basel-Regeln), Händler\r\nmüssen Sicherheiten hinterlegen (Margin- und Clearingpflichten), Piloten dürfen\r\nDIE ABSICHERUNGSPFLICHT INTEGRIERT\r\nDIE ZIELE VON ART. 18A DER RICHTLINIE MIT\r\nDEN BINNENMARKT- UMWELT- UND\r\nKLIMAZIELEN DER EU, INDEM SIE DIE\r\nVERURSACHERGERECHTIGKEIT ZUR\r\nSTÄRKUNG DES MARKTES VERANKERT.\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n29\r\nnicht ohne Reserve starten und Autofahrer dürfen nicht ohne Haftpflicht fahren.\r\nIn all diesen Fällen ersetzt der Staat keine Märkte, sondern setzt eine einfache\r\nRegel: Wer Risiken verursacht, muss vorsorgen. Genau diese Logik überträgt die\r\nAbsicherungspflicht auf den Strommarkt.\r\nDurch die effektive Absicherungspflicht auf dem Strommarkt wird\r\nVersorgungssicherheit zu einer dezentral organisierten, marktbasierten\r\nVerantwortung, die Vertrauen schafft, Investitionen anreizt und den Markt\r\ninsgesamt effizienter und sicherer macht.\r\nDie Ausgestaltung der effektiven Absicherungspflicht\r\nDie effektive Absicherung orientiert sich an der strukturierten\r\nStrombeschaffung, wie sie vom Großteil der Stromlieferanten im Rahmen eines\r\nseriösen Risikomanagements durchgeführt wird. Üblicherweise startet die\r\nBeschaffung von Absicherungsprodukten (wie z. B. einem Baseload-Future) drei\r\nJahre vor der Erfüllungsperiode und steigt graduell bis zum Erfüllungszeitpunkt\r\nan. Laut BDEW (2023) sind die Spotmarktanteile „bei risikoaversen Strategien\r\noder Beschaffung mit Schwerpunkt auf langfristiger Versorgungssicherheit i.d.R.\r\neher gering, d.h. sie betragen planmäßig zumeist unter 10 % der Gesamtmenge.“\r\nDie effektive Absicherungspflicht erfordert, dass auch die letzten 10 % der\r\nNachfrage abgesichert werden, um eine sichere Versorgung und die damit\r\neinhergehenden Investitionsanreize zu gewährleisten. Damit die sichere\r\nStromversorgung kosteneffizient organisiert werden kann, ist ein technologieund innovationoffener Wettbewerb zwischen Absicherungsprodukten und\r\nMarktplätzen entscheidend. Abbildung 2 stellt die verschiedenen\r\nAbsicherungsmöglichkeiten dar.\r\nAbbildung 2: Beschaffungsmöglichkeiten in der Absicherungspflicht\r\nQuelle: Connect (2025).\r\nDurch die Verursachergerechtigkeit in Kombination mit dem technologie- und\r\ninnovationsoffenen Wettbewerb wird ein sicheres und kosteneffizientes\r\nStromsystem angereizt. Die Anreizwirkung geht von einer vollständigen \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n30\r\nAbsicherung der Lieferverpflichtungen vor dem Day-Ahead-Markt aus. In\r\nConnect (2025) schlagen wir angelehnt an die strukturierte Beschaffung einen\r\ngraduellen Anstieg der Absicherungsverpflichtung vor, der drei Jahre vorher\r\nstartet.3\r\nVorteile der Absicherungspflicht gegenüber Kapazitätsfördermechanismen\r\nBei zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen muss eine zentrale Stelle\r\nexplizite Festlegungen über die zukünftige Stromnachfrage und über\r\nDeratingfaktoren den Wert aller teilnahmeberechtigten Technologien zur\r\nVersorgungssicherheit treffen. Darüber hinaus haben implizite Festlegungen,\r\nwie beispielsweise die Vorlaufzeit zur Erfüllungsperiode und die Dauer des\r\nLieferfensters, Auswirkungen auf die technologischen Teilnahmemöglichkeiten.\r\nDabei gibt es vor allem drei Probleme, die sich gegenseitig beeinflussen und sich\r\nstrukturell nicht auflösen lassen:\r\n• POLITISCHE FEHLPROGNOSEN: Diese Festlegungen lassen sich nicht\r\nobjektiv belastbar treffen. Sie basieren auf Annahmen über die Zukunft\r\nund sind zwangsläufig von politischen Zielen beeinflusst. Indem\r\nVorgaben sich an bestehenden Technologien und Unternehmen\r\norientieren, werden innovative Ansätze, die zur Steigerung der\r\nKosteneffizienz beitragen können, zwangsläufig verdrängt.\r\n• POLITÖKONOMISCHE FEHLANREIZE: Indem Verantwortung auf einzelne\r\npolitische Entscheidungsträger übertragen wird, steigt die Risikoaversion\r\nim Vergleich zu marktwirtschaftlich effizienten Ansätzen. Daraus folgen\r\nSicherheitsaufschläge auf die zu beschaffenden Mengen und\r\ntechnologische Präferenzen zugunsten etablierter Technologien und\r\nzulasten innovativer Ansätze.\r\n• POLITISCHE EINFLUSSNAHME: Aufgrund der Informationsasymmetrien\r\nzwischen politischen Entscheidungsträgern und den\r\nSubventionsempfängern, können letztere ihr Spezialwissen nutzen, um\r\ndie notwendigen Festlegungen zu ihren Gunsten zu beeinflussen.\r\nAls Folge dieser drei strukturellen Probleme entstehen Zusatzkosten gegenüber\r\neinem effizienten Stromsystem, die per\r\nUmlage auf die Verbraucher sozialisiert\r\nwerden müssen. Dabei sind die Kosten für\r\nFehlprogosen und technologische\r\nFehlallokation absehbar signifikant. Diese\r\nZusatzkosten entstehen dadurch, dass\r\ndiejenigen, die sie verursachen, nicht für\r\n3 Dieser graduelle Anstieg hat eine Reihe von Vorteilen mit Blick auf die absehbare Lastentwicklung, er ist\r\njedoch nicht zwingend für die Funktionsfähigkeit der Absicherungspflicht.\r\nDIE ZUSATZKOSTEN VON\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN DURCH\r\nFEHLPROGNOSEN, FEHLANREIZE\r\nUND POLITISCHE EINFLUSSNAHME\r\nSIND DER PREIS FÜR DIE FEHLENDE\r\nVERURSACHERGERECHTIGKEIT.\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n31\r\nsie haften müssen (Moral Hazard). In anderen Worten: Die Zusatzkosten sind der\r\nPreis für die fehlende Verursachergerechtigkeit.\r\nDie effektive Absicherungspflicht nutzt im Gegensatz dazu die Verursachergerechtigkeit als zentralen Anreiz für die kosteneffiziente Absicherung der\r\nStromversorgung. Die Verpflichteten haben durch den Vertriebswettbewerb\r\nzudem einen inhärenten Anreiz, innovative Technologien zu nutzen, um die\r\nStromversorgung möglichst kostengünstig und sicher zu gewährleiten.\r\nAls zentraler Bestandteil des Vertriebswettbewerbs können im Rahmen ihrer\r\nMöglichkeiten auch erneuerbare Energien PPAs und Flexibilitätsoptionen zur\r\nAbsicherung der Stromversorgung genutzt werden. Stromvertriebe haben einen\r\nstarken Anreiz, die verfügbaren Flexibilitätsoptionen von Verbrauchern für die\r\nAbsicherung zu nutzen. Dadurch steigt die Motivation zur Ausweitung der\r\nMesseinrichtungen und Ansteuerbarkeit der Verbraucher. Diese Einbindung\r\nerneuerbarer Energien und flexibler Technologien steht im Gegensatz zu zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen im Einklang mit den EU-Zielen zur\r\nStärkung der Flexibilität des Stromsystems, u. a. von Art. 19e, f, g und h der\r\nVerordnung, sowie der Umwelt- und Klimaziele.\r\nIn der Realität werden ständig neue Informationen über Angebot, Nachfrage und\r\nPreise verfügbar. Deswegen ist die Handelbarkeit am Strommarkt entscheidend\r\nfür die kontinuierliche Kostenoptimierung der Strombeschaffung. Für\r\numfassende Kapazitätsfördermechanismen gibt es nach Art. 22 Abs. 3c der\r\nVerordnung die Vorgabe, dass Kapazitätsverpflichtungen übertragbar sein\r\nmüssen. Das ist notwendig, um die (Kosten-)Risiken einer Teilnahme zu\r\nbegrenzen und auf neue Informationen, wie beispielsweise die Verfügbarkeit,\r\nreagieren zu können. Dieser Übertragbarkeit sind in zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen aufgrund regulatorischer Vorgaben jedoch enge\r\nGrenzen gesetzt. Dadurch entstehen signifikante Ineffizienzen für das\r\nStromsystem und Risiken für teilnehmende Kapazitäten, die sich in\r\nRisikoaufschlägen in den Kapazitätsgeboten widerspiegeln.\r\nDie Regulierungstiefe von zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen\r\nführt zu einem administrativen Mikromanagement, das marktwirtschaftliche\r\nOptimierungsmöglichkeiten zu großen Teilen durch politische und\r\nadministrative Festlegungen verdrängt. Die effektive Absicherungspflicht nutzt\r\ndie Optimierungsmöglichkeiten des Stromhandels als zentrales\r\nKoordinierungsinstrument, wodurch Kosteneffizienz gewährleistet ist. Indem\r\ndie ursächliche Marktunvollkommenheit der Risikoexternalität durch die\r\neffektive Absicherungspflicht internalisiert wird, steigt die Fähigkeit des\r\nStrommarktes die Versorgungssicherheit über das Preissystem zu\r\ngewährleisten. \r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n32\r\nVerankerung des Verbraucherschutzes\r\nDie Vorgabe zur Absicherungspflicht in Art. 18a der Strommarktrichtlinie zielt auf\r\nBasis der Erfahrungen der Energiekrise 2022 auf den Schutz der Verbraucher ab.\r\nDieses Ziel ist daher ein zentrales Grundprinzip der effektiven\r\nAbsicherungspflicht.\r\n• Verbraucher mit Festpreisverträgen sind innerhalb der Vertragslaufzeit\r\nohnehin gegen Preissteigerungen und Preisspitzen geschützt. Sie\r\nprofitieren jedoch von der Absicherungspflicht, indem das\r\nInsolvenzrisiko ihrer Lieferanten sinkt. Daher sind Verbraucher mit\r\nFestpreisverträgen besser vor einem unfreiwilligen Wechsel des\r\nLieferanten während einer akuten Krise geschützt.\r\n• Verbraucher mit dynamischen Stromtarifen erhalten absehbar die\r\nMöglichkeit, selbst zu bestimmen, ob sie einen Basisbedarf langfristig\r\nabsichern und darüber hinaus auf Strompreise reagieren wollen.\r\nAllerdings besteht auch für den abgesicherten Anteil ein Anreiz auf\r\nStrompreise zu reagieren. Abgesicherte Verbraucher können ihre\r\nNachfrage gegen eine Vergütung reduzieren und dem Lieferanten eine\r\noptimale Verwertung der Strommenge ermöglichen.\r\nIn der Absicherungspflicht gibt es daher einen inhärenten Anreiz zur\r\nKosteneffizienz, von dem Gesellschaft und Wirtschaft profitieren. Im Gegensatz\r\ndazu haben Verbraucher strukturelle Nachteile durch zentral geplante\r\nKapazitätsfördermechanismen.\r\n• Selbst wenn die dynamische Kapazitätsumlage nach CISAF Anforderung\r\n26 größtenteils auf diejenigen Verbraucher umgelegt wird, die in\r\nSpitzenpreiszeiten Strom beziehen, sind sie nicht die Verursacher der\r\nKapazitätskosten; sie werden aber ggf. von einer weiteren Elektrifizierung\r\nabgeschreckt. Die Kosten entstehen durch die zentrale Bedarfsprognose\r\nund die technologiespezifischen Deratingfaktoren, die unter Einfluss\r\npolitökonomischer Fehlanreize vier bis sechs Jahre vorher auf Basis\r\nnoch älterer Daten festgelegt werden. Es besteht ein Moral-HazardFehlanreiz, weil diejenigen, die die Kosten verursachen, sie nicht tragen\r\nmüssen.\r\n• In einer marktwirtschaftlichen Organisation können Marktakteure\r\nkurzfristig auf Knappheitssituationen reagieren, indem Angebot und\r\nNachfrage sich optimieren. Bei zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen sind die Kosten jedoch mehrere Jahre vorher bei der\r\nKapazitätsbeschaffung entstanden und können daher lediglich per\r\nUmlage sozialisiert werden. Auf diese Weise werden in zentral geplanten\r\nSystemen Anreize zur Kosteneffizienz ausgehebelt.\r\nKAPAZITÄTSMECHANISMEN\r\n33\r\n• Anreize zur Kosteneffizienz äußern sich häufig in flexiblem Angebotsund Verbrauchsverhalten. Aber flexible Verbraucher sind ausgerechnet\r\ndiejenigen, die sich aufgrund ihrer Heterogenität nicht leicht in zentral\r\ngeplante Kapazitätsfördermechanismen integrieren lassen. An die Stelle\r\nvon Anreizen zur Steigerung der Kosteneffizienz treten daher\r\nVerteilungskonflikte um die Kapazitätskosten. Gut organisierte Gruppen\r\nmit gleichen Interessen können sich besser organisieren und ihre\r\nInteressen in politische Prozesse einbringen als Klein- und\r\nPrivatverbraucher.\r\nAlle Verbraucher profitieren von der effektiven Absicherungspflicht durch die\r\ngesteigerte Kosteneffizienz des Stromsystems. Zudem können Verbraucher im\r\nRahmen der effektiven Absicherungspflicht ihre Strombezugskosten aufgrund\r\nder Verursachergerechtigkeit besser beeinflussen als in umlagebasierten\r\nKapazitätsfördermechanismen. Das gilt insbesondere, wenn einzelne\r\nVerbrauchergruppen von der Kapazitätsumlage weitgehend befreit werden und\r\nandere Verbrauchergruppen die dadurch entstehenden Zusatzkosten bezahlen\r\nmüssen. \r\n5 Die Modellierung der Versorgungssicherheit\r\nUm zentral geplante Kapazitätsfördermechanismen\r\neinzuführen, ist ein Nachweis der Erforderlichkeit\r\nentsprechend der Strombinnenmarktverordnung und der\r\nBeihilfeleitlinien (KUEBLL) erforderlich. Dieser Nachweis\r\nmuss durch einen Zuverlässigkeitsstandard und eine\r\nBerechnung der Angemessenheit der Ressourcen erbracht\r\nwerden. In diesem Kapitel diskutieren wir diese\r\nHerangehensweise und zeigen, dass die verwendeten\r\nMethoden und Inputannahmen nicht geeignet sind, um einen derart tiefen\r\nMarkteingriff zu rechtfertigen. Denn die Methoden und Inputannahmen beruhen\r\nnicht auf transparenten, objektiven und nachprüfbaren Kriterien. Mit der\r\neffektiven Absicherungspflicht gibt es eine mildere und zielgenauere Alternative,\r\ndie die Funktionsfähigkeit des Marktes stärkt, anstatt sie weiter zu verzerren.\r\n5.1 DER ZUVERLÄSSIGKEITSSTANDARD\r\nDie Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (ausgedrückt als Value of Lost\r\nLoad - LOLE) beruht auf der sog. ACER-Methodik (entsprechend Art. 23 Abs. 6\r\nder Verordnung). In der Methodik werden die Kosten des günstigsten\r\nMarktzutritts der benötigten Technologie (Cost of New Entry – CONE) in ein\r\nVerhältnis zum Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der\r\nStromversorgung (Value of Lost Load – VOLL) gesetzt, mit dem Ziel einen\r\nsozioökonomisch effizienten Zuverlässigkeitsstandard zu berechnen. Die\r\nfolgende Formel stellt den Zusammenhang dar (ACER, 2020):\r\nLOLERT ist die LOLE-Grenze der Referenztechnologie in Stunden/Jahr (h/a)\r\nCONEfixed ist die Schätzung der Fixkosten der Referenztechnologie in EUR/MW\r\nVOLLZS ist der VOLL für den Zuverlässigkeitsstandard in EUR/MWh\r\nCONEvar sind die variablen Kosten der Referenztechnologie in EUR/MWh, wenn die variablen Kosten im\r\nVergleich zum VOLLZS vernachlässigbar sind, können sie weggelassen werden\r\nFür die deutsch-luxemburgische Gebotszone wurde als\r\nZuverlässigkeitsstandard ein LOLE von 2,77 h/a berechnet (ILR und BNetzA,\r\n2021). Als Interpretationshilfe kann man sich vorstellen, dass der Strompreis im\r\nDurschnitt 2,77 Stunden im Jahr dem VOLL entsprechen müsste, um die\r\nReferenztechnologie zu finanzieren. Wenn der VOLL niedriger wäre, dann\r\nSELBSTERFÜLLENDE\r\nPROPHEZEIGUNG\r\nFestlegungen auf Basis durchschnittlicher Kennzahlen,\r\nmethodische Annahmen und\r\nselektive Inputparameter\r\ngeben die Ergebnisse vor.\r\nMODELLIERUNG\r\n35\r\nmüsste der entsprechende Preis für die Finanzierung der Referenztechnologie\r\nhäufiger auftreten. Und wenn der CONE niedriger wäre, dann müsste der Preis\r\ndementsprechend seltener auftreten.\r\nDiese Berechnung dient jedoch dazu, diesen wirtschaftlichen Zusammenhang\r\naußerhalb des Marktkontextes zu berechnet, weil im VOLL entsprechend Art. 7\r\nAbs. 2a der ACER-Methodik lediglich preisinelastische Verbraucher\r\nberücksichtigt sein sollten, die ihre Zahlungsbereitschaft nicht ausdrücken\r\nkönnen. Da ein wachsender Anteil der Nachfrage eine Echtzeitmessung hat und\r\nimmer mehr Verbrauchstechnologien steuerbar sind, verliert die\r\nBerechnungslogik des VOLL zunehmend an Bedeutung.\r\nWenn ein hinreichend großer Teil der Nachfrage auf Strompreise reagieren kann,\r\num eine freiwillige Markträumung herzustellen, dann sinkt die\r\nWahrscheinlichkeit einer erzwungenen Versorgungsunterbrechung für\r\npreisunelastische Verbraucher. Dann verliert das (VOLL-) Szenario an Relevanz,\r\nin dem Verbraucher vor einer unfreiwilligen Versorgungsunterbrechung bewahrt\r\nwerden müssen. Das folgende Rechenbeispiel verdeutlicht diesen\r\nZusammenhang\r\nHINTERGRUND: ABLÖSUNG DES VOLL-KONZEPTS DURCH\r\nPREISELASTISCHE VERBRAUCHER\r\nAngenommen die relevante Referenztechnologie benötigt 50.000 EUR pro Jahr für\r\ndie Finanzierung der Investition. Wenn wir für dieses Gedankenexperiment von\r\nalternativen und ergänzenden Zahlungsströme durch den Terminmarkt oder\r\nSystemdienstleistungen etc. abstrahieren, dann kann man vereinfachend\r\nannehmen, dass ein Preis von 1.000 EUR/MWh fünfzig Mal auftreten müsste. Oder\r\nein Preis von 500 EUR/MWh müsste einhundert Mal auftreten. Und\r\ndementsprechend müsste ein Preis (bzw. genauer gesagt ein Deckungsbeitrag) von\r\n250 EUR/MWh zweihundert Mal auftreten. Wenn hinreichend viele flexible\r\nVerbraucher bereit sind, ihren Stromverbrauch in 200 von 8.760 Stunden bei einem\r\nStrompreis zu reduzieren, der für die relevante Technologie einen Deckungsbeitrag\r\nvon 250 EUR/MWh erlaubt, dann wäre in diesem vereinfachten\r\nGleichgewichtsbeispiel die freiwillige Markträumung – und damit die sichere\r\nStromversorgung – stets gewährleistet.\r\nDa es eine Vielzahl verschiedener Verbraucher und entsprechender\r\nVerbrauchstechnologien gibt, die ihre Nachfrage in einer großen Bandbreite an\r\nStrompreisen reduzieren würden, und weil es eine Vielzahl von angebotsseitigen\r\nTechnologien gibt, die ihr Angebot bei entsprechenden Preisniveaus durch\r\nInvestitionstätigkeiten ausweiten würden, ist ein administrative Entscheidung \r\nMODELLIERUNG\r\n36\r\ndarüber, welches Preisniveau und welche Technologien relevant sind, in einem\r\nliberalisierten Markt nicht angemessen.\r\nDie ACER-Methode soll zu einer Steigerung der Effizienz des Marktes und der\r\nVersorgungssicherheit beitragen (ACER, 2020). Allerdings entspricht die\r\nHerangehensweise einer integrierten Ressourcenplanung und ist damit nicht\r\nkompatibel mit der Anreizsystematik und den Zielen liberalisierter Strommärkte.\r\nINFOBOX: LIBERALISIERUNG DES STROMMARKTES\r\nDas erste Energiepaket (96/92/EG) im Jahr 1996 hatte das Ziel, den Strommarkt zu\r\nliberalisieren und den EU-Binnenmarkt zu stärken, u. a. um die Effizienz des\r\nStromsystems und damit die Wettbewerbsfähigkeit der EU-Wirtschaft zu\r\nsteigern. Damit effektiver Wettbewerb möglich werden kann, war es nötig\r\nMonopolstrukturen aufzubrechen und den Netzbereich von der Stromerzeugung zu\r\ntrennen. Zur Etablierung des Wettbewerbs gehörte auch, die Spezialinformationen\r\nder Verbundunternehmen zu hinterfragen und belastbare Alternativen zu\r\nermöglichen. So hat beispielsweise eine Gruppe der damaligen deutschen\r\nVerbundunternehmen (u. a. PreussenElektra, RWE Energie, Bayernwerk) 1993 mit\r\nder Aussage für Kernkraftwerke geworben, dass „regenerative Energien, wie\r\nSonne, Wasser oder Wind langfristig nicht mehr als 4 % des deutschen\r\nStrombedarfs decken können“ (Deutsche Stromversorger, 1993). Die\r\nLiberalisierung des Strommarktes, und damit die breitere Zugänglichkeit des\r\nSpezialwissens war daher eine notwendige Voraussetzung, um die Transformation\r\ndes Stromsystems zu ermöglichen.\r\nBei genauer Betrachtung der Methode und der notwendigen Annahmen wird\r\ndeutlich, dass sie im Widerspruch zu realen Marktprozessen stehen und zu nicht\r\nbelastbaren Ergebnissen führen. Im Folgenden diskutieren wir die notwendigen\r\nMethoden und Inputparameter des VOLL, des CONE und schließlich die\r\nfehlende Belastbarkeit des Sicherheitsstandards.\r\n5.1.1 Der Value of Lost Load – VOLL\r\nDer VOLL für den Zuverlässigkeitsstandard soll den maximalen Strompreis\r\nwiderspiegeln, den Verbraucher bereit sind für eine vermiedene\r\nVersorgungsunterbrechung zu bezahlen. Er wird berechnet, indem die\r\nZahlungsbereitschaft per Fragebogen oder über Statistiken der Wertschöpfung\r\nfür verschiedene Konsumentengruppen ermittelt wird und anschließend\r\nentsprechend ihrem erwarteten Beitrag zum Lastabwurf gewichtet. Kapeller \r\nMODELLIERUNG\r\n37\r\net. al (2026, S. 5) merken hinsichtlich der VOLL-Methodik an: „[…] it must\r\nultimately be noted that the ACER methodology significantly lags behind the\r\ncurrent state of research.”\r\nLaut ILR und BNetzA (2021) sind für die Berechnung des deutschluxemburgischen VOLL lediglich 197 Antworten eingegangen, was nach Aussage\r\nder Autoren „keine robuste Schätzung“ ermöglichte. Daher wurde der VOLL auf\r\nBasis öffentlicher statistischer Daten, wie Stromverbrauch und Wertschöpfung\r\nermittelt. Bei kommerziellen Betreibern wurde die Bruttowertschöpfung durch\r\nden Stromverbrauch geteilt.\r\n4 Bei Haushalten wurde der Wert der Freizeit\r\nberücksichtigt. Der resultierende VOLL für Deutschland beträgt 12.240\r\nEUR/MWh. Abbildung 3 stellt den deutschen VOLL dar, im Vergleich zu dem\r\nhöchsten und niedrigsten VOLL ausgewählter anderer nordeuropäischer\r\nLänder.\r\nAbbildung 3: VOLL-Vergleich nordeuropäische Länder\r\nQuelle: Eigene Darstellung auf Basis ACER (2025).\r\nAnhand der Abbildung ist ersichtlich, dass sich die VOLL-Werte zwischen\r\nSchweden und den Niederlanden um den Faktor 9,75 unterscheiden. Es ist\r\nunwahrscheinlich, dass reale Zahlungsbereitschaften zwischen diesen beiden\r\nLändern tatsächlich in dieser Größenordnung voneinander abweichen. Wir\r\n4 Fußnote: Entsprechend Art. 7 Abs. 2 der ACER-Methodik soll der preiselastische Verbrauch nicht\r\nberücksichtigt werden. Das ist konsistent, da preiselastische Verbraucher ihre Zahlungsbereitschaft über\r\nVertragsbedingungen und ihr Verbrauchsverhalten offenlegen können. Der VOLL für den\r\nZuverlässigkeitsstandard soll lediglich den inelastischen Anteil der Nachfrage abdecken, da diese\r\nVerbraucher ihre Zahlungsbereitschaft nicht ausdrücken können. Da in der Berechnung des deutschen\r\nVOLL lediglich Durchschnittswerte eingeflossen sind, ist nicht ersichtlich, wie preiselastische\r\nVerbraucher berücksichtigt wurden. Zumal für den Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA\r\npreiselastische Verbraucher berücksichtigt werden müssen.\r\nMODELLIERUNG\r\n38\r\nsehen daher diesen Vergleich als Beleg dafür an, dass die Berechnung des VOLL\r\nein signifikantes Maß an Willkür ermöglicht und daher nicht belastbar ist.\r\nDurchschnittswerte führen zu Ineffizienz\r\nBei der Interpretation des VOLL als Zahlungsbereitschaft für eine sichere\r\nEnergieversorgung kann eine niedrige Zahlungsbereitschaft als Anreiz für\r\nflexibles Verbrauchsverhalten interpretiert werden, um hohe Preise zu\r\nvermeiden und niedrige Preise möglichst umfänglich zu nutzen. Ein hoher VOLL,\r\nbzw. eine hohe Zahlungsbereitschaft, kann als hohe Investitionsbereitschaft für\r\neine sichere Stromversorgung interpretiert werden. Das kann sich durch\r\nInvestitionen in Eigenerzeugung, in Energiespeicherung oder durch eine\r\nmöglichst umfängliche Absicherung an den Terminmärkten ausdrücken. Wenn\r\neine hohe Zahlungsbereitschaft nicht zu einer hohen Investitionsbereitschaft\r\nführt, dann sollte die Lösung in Marktreformen liegen, um die Investitionsanreize\r\nwirken zu lassen, anstatt durch zusätzliche Marktverzerrungen, die\r\nInvestitionsbereitschaft weiter zu\r\nschwächen. Dementsprechend deuten\r\neine niedrige Zahlungsbereitschaft\r\nohne preiselastisches Verhalten bzw.\r\nohne Investitionen in Flexibilisierungsmöglichkeiten ebenfalls auf die\r\nNotwendigkeit von Reformen hin.\r\nDie Betrachtung eines Durchschnittswertes ist nicht sachdienlich, da er\r\nimpliziert, dass die Hälfte der Nachfrage reduziert werden müsste, bevor die\r\nentsprechende Zahlungsbereitschaft betroffen wäre. Weil diese Hälfte der\r\nNachfrage eine unterdurchschnittliche Zahlungsbereitschaft hat, sollte sie sich\r\nin einem flexiblen Verbrauchsverhalten ausdrücken. Stattdessen werden sie bei\r\nder Einführung eines zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismus\r\nverpflichtet, per Umlage die andere Hälfte der Nachfrage mit einer höheren\r\nZahlungsbereitschaft mitzufinanzieren.\r\nAbbildung 4 zeigt zur illustrativen Veranschaulichung die durchschnittliche\r\nWertschöpfung pro MWh verschiedener Wirtschaftszweige auf Länderebene in\r\nForm einer nachfrageseitigen Merit-Order.\r\nWENN EINE NIEDRIGE ZAHLUNGSBEREITSCHAFT SICH NICHT IN\r\nFLEXIBLEM BZW. PREISELASTISCHEM\r\nVERHALTEN WIDERSPIEGELT, DEUTET\r\nDAS AUF DIE NOTWENDIGKEIT VON\r\nMARKTREFORMEN HIN.\r\nMODELLIERUNG\r\n39\r\nAbbildung 4: Illustrative nachfrageseitige Merit-Order\r\nQuelle: Connect (2014).\r\nIn der Abbildung wird deutlich, dass es eine große Bandbreite an\r\nZahlungsbereitschaften gibt, die sich auf effiziente Weise durch Investitionen in\r\nFlexibilisierung oder Erzeugungskapazitäten ausdrücken können. Diese\r\nBandbreite durch eine Durchschnittszahl auszudrücken, widerspricht dem\r\nAnspruch, einer effizienten Bewirtschaftung der sicheren Versorgung. Eine\r\neffiziente Bewirtschaftung orientiert sich stets am situationsspezifischem\r\nGrenznutzen, nicht am durchschnittlichen Nutzen. Wie das Zahlenbeispiel in\r\nder Infobox „Auflösung des VOLL-Konzepts durch flexible Verbraucher“ aufzeigt,\r\nwären lediglich 200 Stunden mit einem\r\nDeckungsbeitrag von 250 EUR/MWh\r\nnotwendig, um eine Investition mit\r\neiner Annuität von 50.000 EUR/MW zu\r\nrefinanzieren. Das Potenzial dafür\r\nsollte mit Blick auf Abbildung 4\r\nvorhanden sein.\r\nSollte es notwendig werden, in begrenztem Maße Last abzuwerfen, sollte sich\r\nder Lastabwurf im Sinne der ACER-Methode, an der Nachfrage mit der\r\ngeringsten Wertschöpfung orientieren. Entsprechen der vereinfachten\r\nDarstellung in Abbildung 4 müssten ca. 38 GW Last abgeworfen werden, bevor\r\nder durchschnittliche VOLL-Wert in Höhe von 12.240 EUR/MWh erreicht würde.\r\nDas ist offensichtlich unrealistisch. Gleichzeitig würde es bedeuten, dass diese\r\nNachfrage in vielen Stunden ihre Zahlungsbereitschaft durch sehr hohe Preise\r\nam Strommarkt signalisieren würde, wodurch entsprechende Investitionen\r\nausgelöst würden. Wenn es hingegen möglich wäre, das Marktgleichgewicht\r\ndurch geringere freiwillige Nachfrageflexibilität herzustellen, dann sollte der\r\nEINE EFFIZIENTE BEWIRTSCHAFTUNG\r\nDER NACHFRAGE ORIENTIERT SICH\r\nSTETS AM SITUATIONSSPEZIFISCHEM\r\nGRENZNUTZEN, NICHT AM\r\nDURCHSCHNITTLICHEN NUTZEN.\r\nMODELLIERUNG\r\n40\r\nangemessen VOLL-Wert entsprechend niedriger ausfallen als der\r\nDurchschnittswert.\r\nZwischenfazit zum VOLL\r\nAnhand der Diskussion wird deutlich, dass das VOLL-Konzept im Widerspruch\r\nzum ökonomischen Prinzip der freiwilligen Markträumung durch\r\nZahlungsbereitschaft steht. Der VOLL diente ursprünglich dazu, in einem zentral\r\ngeplanten Stromsystem die Kosten einer Versorgungsunterbrechung zu\r\nberechnen, um die Erzeugungsleistung in ausreichendem Umfang zu\r\ndimensionieren. Weil die Kosten der Stromversorgung kontinuierlich anstiegen,\r\nwurde eine marktwirtschaftliche Organisation des Stromsystems eingeführt.\r\nSeit der Liberalisierung des Strommarktes basiert das Stromsystem daher auf\r\nmarktwirtschaftlichen Prinzipien. In Kombination mit der technologischen\r\nEntwicklung der letzten 30,Jahre zu denen u. a. die Digitalisierung – inklusive der\r\nSteuerung einer Vielzahl von dezentralen Verbrauchseinrichtungen (z. B.\r\nHeimspeicher, Elektroautos und Wärmepumpen) – und die Kostenreduktion von\r\nGroß-, Gewerbe- und Heimspeichern gehören, ist das VOLL-Konzept nicht mehr\r\nsachdienlich und nicht mehr belastbar zu berechnen. In ACER (2020) wird in\r\nRandnummer 10 betont, dass „die Berechnungen des CONE, des einzelnen\r\nVOLL für den Sicherheitsstandard und der Sicherheitsstandard an sich,\r\nGegenstand signifikanter Unsicherheit sein können“, womit sie dem Anspruch\r\nder transparenten, objektiven und nachprüfbaren Kriterien aus Art. 23(6) der\r\nVerordnung zuwiderlaufen.\r\nFür den Umgang mit den real existierenden Unsicherheiten wird jedoch lediglich\r\ndarauf verwiesen, dass diese Unsicherheiten angemessen kommuniziert und\r\nerklärt werden müssen, um effiziente Entscheidungen bezüglich der\r\nVersorgungssicherheit sicherzustellen. Allerdings können signifikante\r\nfundamentale Unsicherheiten von quantitativen Ergebnissen nicht durch\r\nErklärungen in effizienten Entscheidungen münden. Vielmehr unterstreichen\r\ndie real vorhandenen Unsicherheiten die Nachteile zentral geplanter Ansätze\r\ngegenüber der marktwirtschaftlichen Organisation. Die marktwirtschaftliche\r\nOrganisation adressiert Unsicherheiten durch das Entdeckungsverfahren einer\r\nVielzahl von Marktakteuren, wodurch effiziente Ergebnisse angereizt werden.\r\n5.1.2 Cost of New Entry - CONE\r\nDer Cost of New Entry (CONE) soll entsprechend der ACER-Methodik die Kosten\r\nderjenigen Technologie widerspiegeln, die voraussichtlich für die\r\nAufrechterhaltung der Versorgungssicherheit notwendig ist. Die\r\nHerausforderung bei der Bewirtschaftung mithilfe zentraler \r\nMODELLIERUNG\r\n41\r\nPlanungsinstrumente liegt in der Bereitstellung verlässlicher Daten und der\r\ninhärenten politökonomischen Fehlanreize, die der Bereitstellung verlässlicher\r\nDaten entgegenwirken (siehe Infoboxen: „Anmaßung von Wissen“,\r\n„Informationsasymmetrien und Anreizkompatibilität“ sowie „Rent-Seeking und\r\nRegulatory Capture“ in Kapitel 3). Unsicherheiten bestehen u. a. in diesen\r\nBereichen:\r\n• Welche Technologie wird benötigt, um die Versorgung zu sichern?\r\n• Wie hoch sind die Kosten der relevanten Technologien?\r\n• Wie verändern sich die Kosten im Zeitverlauf?\r\nIn marktwirtschaftlich organisierten Systemen benötigen politische\r\nEntscheidungsträger keine Annahmen über diese Faktoren. Das ist sinnvoll, weil\r\ndiese Daten erst durch die Investitionsentscheidungen der Marktakteure\r\nentstehen. Denn eine Kostenschätzung durch Befragungen führt zu anderen\r\nErgebnissen als die Offenbarung von Kosten durch Investitionsentscheidungen.\r\nDenn erst Verhandlungen mit verschiedenen Konkurrenten über Kosten und\r\nandere Vertragsbestandteile, wie beispielsweise Garantien, Lieferbedingungen\r\nund Servicevereinbarungen offenbaren die tatsächlichen Kosten.\r\nDie Vorteile der Informationsoffenbarung im Markt gegenüber administrativ\r\nfestgelegten Zahlen wird mit Blick auf Abbildung 5 deutlich. In der Abbildung\r\nsind die verschiedenen Referenztechnologien ausgewählter europäischer\r\nLänder dargestellt, die für die länderspezifischen Berechnung der\r\nZuverlässigkeitsstandards genutzt werden.\r\nMODELLIERUNG\r\n42\r\nAbbildung 5: CONE-Vergleich europäischer Länder\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ACER (2025).\r\nIn der Abbildung wird ersichtlich, dass sich die Fixkosten der verschiedenen\r\nReferenztechnologien allein in Deutschland um den Faktor 27,5 unterscheiden.\r\nDoch selbst die Kosten einer Gasturbine, die eine standardisierte Technologie\r\ndarstellt, unterscheidet sich zwischen Deutschland und Polen um den Faktor\r\n2,1. Die polnische Kostenschätzung für eine Gasturbine scheint den aktuellen\r\nMarktbedingungen eher zu entsprechen als die deutsche Schätzung. Denn in\r\nder polnischen Kapazitätsauktion vom 17. Juli 2025 landete der Preis knapp\r\nunter dem Preisdeckel bei ca. 123.000 EUR/MW (ca. 534.090 PLN/MW). Damit\r\nunterscheiden sich die in Deutschland angegebenen Referenztechnologien um\r\nden Faktor 57,6.\r\nWenn diese Zahlen für die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards genutzt\r\nwerden, wird anhand der Bandbreite deutlich, dass die Ergebnisse nicht\r\nbelastbar sein können. Im Gegensatz dazu, setzten sich im\r\nmarktwirtschaftlichen Wettbewerb die Technologien durch, die für das jeweilige\r\nUnternehmen das beste Kosten-Nutzen-Verhältnis aufweisen.\r\nMODELLIERUNG\r\n43\r\nEin Grund für die großen Kostenunsicherheit bei Gasturbinen ist die aktuell hohe\r\nNachfrage im Verhältnis zum Angebot. In Märkte mit Nachfrageüberhang\r\nentscheiden nicht die Kosten der Produktion den Preis, sondern die\r\nZahlungsbereitschaft der Nachfrage. Ein großer Teil des Nachfrageanstiegs ist\r\nauf die Eigenversorgung von Rechenzentrum zurückzuführen, die aufgrund des\r\nhohen Wettbewerbs um Fortschritte bei der künstlichen Intelligenz eine hohe\r\nZahlungsbereitschaft aufweisen. Abbildung 6 zeigt eine Kostenübersicht\r\naktueller Gasturbinenprojekte in den USA anhand des Jahres ihrer geplanten\r\nInbetriebnahme.\r\nAbbildung 6: Kostenentwicklung von Gaskraftwerken in den USA\r\nQuelle: Gridlab et. al (2025).\r\nDie künstliche Nachfragesteigerung durch eine Subventionierung ausgewählter\r\nTechnologien führt entsprechend der ökonomischen Theorie zu höheren Kosten\r\nfür diese Technologie, weil die Zahlungsbereitschaft – die in\r\nangebotsbeschränkten Märkten den Preis setzt – dementsprechend ansteigt.\r\nAktuelle Projekte in den USA haben Kosten für offene Gasturbinen von bis zu\r\n2.000 USD/kW. Darin sollten alle relevanten Kosten für Transformatoren,\r\nSchalttechnik, etc. enthalten sein. Bei aktuellen Umrechnungsfaktoren und\r\nrealistischen Finanzierungsbedingungen bewegen sich die annuitätischen\r\nKosten der teuersten Projekte in der Größenordnung von 200.000 EUR/MWa,\r\nalso mehr als 60 % über den polnischen Annahmen.\r\nEin weiterer Hinweis auf das derzeit hohe Preisniveau liefert die jüngste Auktion\r\ndes PJM-Kapazitätsmarktes für die Lieferperiode 2027/2028. Die Auktion war um\r\n6,62 GW unterdeckt, weil für die Gebotsobergrenze ein CONE von 121.705\r\nUSD/MWa höhere Gebote ausgeschlossen hat. Diese Ergebnisse liegen in der\r\nGrößenordnung der polnischen Kapazitätsauktion aus dem Jahr 2025. Eine\r\nSimulation ohne Gebotsobergrenze führte im PJM-Kapazitätsmarkt jedoch zu\r\neinem Kapazitätspreis von 193.377 USD/MWa (PJM, 2025a).\r\nMODELLIERUNG\r\n44\r\nWettbewerb identifiziert Substitutionen\r\nDiese Kostendynamik bei Gaskraftwerken führt dazu, dass\r\nSubstitutionstechnologien relevanter werden, um zu vermeiden, dass sich diese\r\nKostensteigerungen ungebremst in steigende Systemkosten übersetzen. Eine\r\nentgegengesetzte Kostendynamik lässt sich beispielsweise bei\r\nBatteriespeichern beobachten. Abbildung 7 stellt die Kostensenkungen der\r\nletzten Jahre dar.\r\nAbbildung 7: Kostenentwicklung von Batteriespeichern\r\nQuelle: Volta Foundation (2026).\r\nDie Daten in Abbildung 7 stellen Durchschnittswerte über Regionen und\r\nTechnologietypen dar. Nach BNEF (2026) sind die Benchmarkkosten (Levelised\r\nCosts) für einen Vier-Stunden-Speicher allein in 2025 um 27 % auf 78 USD/MWh\r\ngesunken. Seit der Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (ILR und BNetzA,\r\n2021) haben sich die Kosten somit signifikant reduziert, wodurch beispielsweise\r\ndie Kosten und das Potenzial für die Verbrauchsflexibilisierung signifikant\r\nverändert haben. Diese Kostendynamiken zeigen, weswegen ein\r\nkontinuierlicher technologie- und innovationsoffener Wettbewerb für die\r\nKosteneffizienz des Stromsystems entscheidend ist.5\r\nEine jahresscharfe Referenztechnologie festzulegen, die sich in ihren Kosten\r\ndeutlich von den Substitutionstechnologien unterscheidet und signifikante\r\nAuswirkungen auf den Zuverlässigkeitsstandard hat, ist weder sachgerecht\r\nnoch belastbar möglich. Die Annahmen über Kosten und Nutzen der\r\nverschiedenen Technologien sollten daher nicht viele Jahre vor dem Markteintritt\r\nvon zentralen Institutionen getroffen werden, sondern – im Sinne der\r\nVerursachergerechtigkeit – von den verantwortlichen Marktakteuren zum\r\n5 Selbstverständlich stellen Gaskraftwerke und Batteriespeicher keine vollständigen Substitute dar, aber\r\ndie graduelle Substitution zur Bewirtschaftung von zunehmend längeren Lastspitzen wächst mit der\r\nSpeicherdauer.\r\nMODELLIERUNG\r\n45\r\nZeitpunkt der Investition, der ebenfalls Bestandteil einer marktwirtschaftlichen\r\nOptimierung ist.\r\nDas Potenzial unkonventioneller Flexibilitätsoptionen\r\nParallel zu diesen beiden Technologien setzt sich der Trend zur Digitalisierung\r\nweiter fort, weswegen eine Vielzahl dezentraler Flexibilitätsoptionen für die\r\nAbsicherung des Stromsystems verfügbar werden, deren primärer Nutzen\r\naußerhalb des Strommarktes liegt. Beispielsweise adressieren Elektroautos ein\r\nMobilitätsbedürfnis, Wärmepumpen heizen den Wohnraum und Heimspeicher\r\ndienen in der Regel dazu, den Anteil der PV-Eigenversorgung zu steigern.\r\nAbbildung 8 stellt die Entwicklung verschiedener Speicheranwendungen\r\ngegenüber, die in Summe auf inzwischen über 25 GWh angewachsen sind.\r\nAbbildung 8: Entwicklung der Batteriekapazität in Deutschland\r\nQuelle: Battery-Charts (2026).\r\nDie Einbindung dezentraler Flexibilitätsoptionen steigert nicht nur die\r\nVersorgungssicherheit des Stromsystems, sie steigert auch die Kosteneffizienz\r\nund durch die höhere Nutzung erneuerbarer Energien auch die\r\nUmweltverträglichkeit. Für ihre Abrechnung und den Zugriff für die\r\nNetzengpassbewirtschaftung (insb. EnWG 14a), sind die Voraussetzungen\r\nzunehmend vorhanden, um diese Technologien zu virtuellen Kraftwerken zu\r\nvernetzen und ihr Nutzenpotenzial dem Strommarkt zur Verfügung zu stellen.\r\nDiese Technologien sind jedoch nicht darauf angewiesen, ihre\r\nInvestitionskosten über den Strommarkt zu refinanzieren. Die sekundäre\r\nNutzung für den Strommarkt stellt daher eine positive Externalität dar, bei der\r\nsich lediglich die Opportunitätskosten der Nutzung im Strompreis \r\nMODELLIERUNG\r\n46\r\nwiderspiegeln. Abbildung 9 stellt dar, in welchen Größenordnungen sich dieses\r\nPotenzial in den nächsten Jahren voraussichtlich entwickeln wird.\r\nAbbildung 9: Entwicklung dezentraler Flexibilitätsoptionen in Deutschland\r\nQuelle: Connect (2024).\r\nDie Vielzahl der Substitutionsmöglichkeiten durch im Wettbewerb stehende\r\nTechnologien macht es unmöglich, mehrere Jahre im Voraus zu bestimmen,\r\nwelche Technologien notwendig sind. Insbesondere die Nutzung der\r\ndezentralen Flexibilitätsoptionen steigern die Preiselastizität der Nachfrage,\r\nwodurch sich die Zahlungsbereitschaft für die Stromversorgung im Strompreis\r\nwiderspiegelt, und ein verlässliches Investitionssignal darstellt. Wenn anstelle\r\nder Nutzung dieser unkonventionellen Flexibilitätsoptionen der politische\r\nWunsch darin besteht, ihre Nutzung mithilfe von Gaskraftwerken abzusichern,\r\nverdeutlicht ein Blick auf die Größenordnungen der Anschlussleistung der\r\ndezentralen Flexibilitätsoptionen die Kostenrisiken für das Stromsystem.\r\nDie Vielzahl der im Substitutionswettbewerb stehenden Technologien, mit in\r\nSumme nahezu unbegrenztem Potenzial macht eine Entscheidung darüber,\r\nwelche Technologie zu einem zukünftigen Zeitpunkt die Referenztechnologie\r\ndarstellt, nicht belastbar. Das wird noch deutlicher, wenn man die\r\nKostenunterschiede um Faktoren von ca. 27,5 bis 57,6 betrachtet. Dem\r\ngegenüber stehen sogar Potenziale unkonventioneller Flexibilitätsoptionen, die\r\ndem Strommarkt als positive Externalität, nahezu fixkostenlos zur Verfügung\r\nstehen. Anstelle administrativer Vorgaben sollten marktwirtschaftliche\r\nRahmenbedingungen geschaffen werden, die eine kosteneffiziente Nutzung der\r\nverfügbaren Technologien ermöglichen. \r\nMODELLIERUNG\r\n47\r\n5.1.3 Die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards\r\nIm Folgenden stellen wir schrittweise dar, wie in ILR und BNetzA (2021) der\r\ndeutsche Zuverlässigkeitsstandard (bzw. der Referenzwert für die Loss of Load\r\nExpectation – LOLE) in Höhe von 2,77 h/a berechnet wurde.\r\nSchritt 1: Berechnung des technologiespezifische CONE und des LOLE für die\r\njeweiligen Referenztechnologien\r\nDie Kosten der Referenztechnologie werden in ein Verhältnis zum VOLL (12.240\r\nEUR/MWh) gesetzt, um den LOLE für die Referenztechnologie zu berechnen. Aus\r\ndem relevanten LOLE leitet sich schließlich der Zuverlässigkeitsstandard ab.\r\nAbbildung 10: CONE und LOLE der Referenztechnologien\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ILR und BNetzA (2021).\r\nJe nachdem, welche Technologie für die Aufrechterhaltung der\r\nVersorgungssicherheit notwendig ist, kann der LOLE zwischen 0,2 h/a auf Basis\r\nder industriellen Lastflexibilität und 4,7 h/a auf Basis einer Gasturbine\r\nschwanken. Wenn stattdessen das Ergebnis der polnischen Auktion aus dem\r\nJahr 2024 genutzt würde (123.000 EUR/MWa), dann läge der entsprechende\r\nLOLE-Wert bei 10 h/a.\r\nSchritt 2: Potenzialabschätzung der Referenztechnologien\r\nIm nächsten Schritt wird das Potenzial der Referenztechnologien festgelegt, um\r\nzu prüfen, ob es ausreicht, um im jeweiligen Stützjahr die Versorgungssicherheit\r\nzu gewährleisten.\r\nCONEfix CONEvar LOLE_RT\r\n[€/MWa] [€/MWh] [h/a]\r\nGasturbine 57.067 80 4,7\r\nDSH GHD 23.377 12 1,9\r\nNetzersatzanlagen 7.203 2 0,6\r\nDSM Industrie 2.072 450 0,2\r\nTechnologie\r\nMODELLIERUNG\r\n48\r\nAbbildung 11: Residuale Potenzial der Referenztechnologie nach Stützjahren\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ILR und BNetzA (2021).\r\nDie Analyse kommt zu dem Ergebnis, dass in den Stützjahren 2023 und 2025\r\nlediglich Gasturbinen ein relevantes Potenzial aufweisen. In den Stützjahren\r\n2026 und 2028 weist das Lastflexibilitätspotenzial von GHD und Industrie ein\r\nbegrenztes Potenzial von wenigen hundert MW auf. Im Stützjahr 2031 haben\r\nlediglich Gasturbinen ein relevantes Potenzial. Allerdings ist die Annahme, dass\r\nGasturbinen ein unbegrenztes Potenzial haben vor dem Hintergrund der\r\naktuellen Knappheit fragwürdig.\r\nSchritt 3: Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards\r\nEs wurde ermittelt, dass bis zum Jahr 2031 „keinerlei Unterdeckung“ zu\r\nerwarten ist, weswegen das jeweils günstigste verfügbare Potenzial die\r\nReferenztechnologie stellt. Abbildung 12 stellt auf dieser Basis die\r\nReferenztechnologien der entsprechenden Jahre dar.\r\nAbbildung 12: Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ILR und BNetzA (2021).\r\nDSM DSM NetzersatzGHD Industrie anlagen\r\n2023 0 unbegrenzt\r\n2025 0 unbegrenzt\r\n2026 40 274 0 unbegrenzt\r\n2028 551 0 unbegrenzt\r\n2031 0 unbegrenzt\r\nResiduale Potenziale [MW]\r\nStützjahr Gasturbine\r\nLOLE_RT Referenz-\r\n[h/a] technologie\r\n2023 4,7 Gasturbine\r\n2024 4,7 Gasturbine\r\n2025 4,7 Gasturbine\r\n2026 0,2 DSM Industrie\r\n2027 0,2 DSM Industrie\r\n2028 1,9 DSM GHD\r\n2029 1,9 DSM GHD\r\n2030 1,9 DSM GHD\r\n2031 4,7 Gasturbine\r\nDurchschnitt 2,77\r\nJahr\r\nMODELLIERUNG\r\n49\r\nAbbildung 12 stellt dar, welche Referenztechnologie mit dem jeweiligen LOLE in\r\nden betrachteten Jahren zwischen 2023 und 2031 relevant sind. Anschließend\r\nwird der Durschnitt der LOLE-Werte über die Jahre 2023 bis 2031 gebildet, um\r\nden durchschnittlichen LOLE von 2,77 h/a für den Zeitraum auszurechnen, in\r\ndem keine Unterdeckung zu erwarten ist. Wenn allein der LOLE-Wert für die\r\nGasturbine aufgrund der aktuellen Kostenschätzung auf 10 h/a aktualisiert\r\nwürde, dann würde der LOLE-Wert auf 5,12 h/a ansteigen. Wenn als relevanter\r\nZeitpunkt das Einführungsjahr eines Kapazitätsfördermechanismus 2031\r\nherangezogen würde, dann würde der LOLE-Wert auf 10 h/a ansteigen. Der LOLE\r\nwürde demnach um mehr als den Faktor 3,6 ansteigen.\r\nMit Blick auf die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards und der diskutierten\r\nUnsicherheiten bei der Berechnung des VOLL und der CONE-Werte der\r\nReferenztechnologien wird deutlich, dass sie den Ansprüchen einer objektiven\r\nBelastbarkeit nicht gerecht werden können (siehe Infobox: „Anmaßung von\r\nWissen“ in Kapitel 3).\r\nEine Durchschnittsbildung über Zeitpunkte scheint mit Blick auf die Anwendung\r\ndes Versorgungssicherheitsstandrads nicht angemessen zu sein. Derzeit wird\r\neine Einführung der KWS für das Lieferjahr 2031 geplant. Die folgende Übersicht\r\nstellt die Unsicherheit der LOLE-Werte für den Zuverlässigkeitsstandard dar:\r\n• Da der Kapazitätsfördermechanismus im Jahr 2031 eingeführt werden\r\nsoll, sind die vorherigen Werte nicht mehr relevant, weswegen\r\nzumindest ein LOLE von 4,7 h/a angemessener erscheint. Das entspricht\r\neiner Steigerung um den Faktor 1,7 gegenüber dem aktuellen Wert.\r\n• Berücksichtigt man jedoch die Kostensteigerungen der Gasturbinen und\r\nnutzt die Ergebnisse des polnischen Kapazitätsfördermechanismus,\r\ndann wäre der entsprechende LOLE-Wert bei 10 h/a, also über 3,6-Mal\r\nso hoch, wie der aktuelle deutsche Wert.\r\n• Sollte zudem der tatsächliche deutsche VOLL eher dem schwedischen\r\nVOLL entsprechen, dann ergibt sich eine LOLE von 17,4 h/a; also eine\r\nSteigerung um den Faktor 6,3 im Vergleich zum aktuellen deutschen\r\nWert.\r\n• Bei einer Verwendung der teuersten US-Projekte für Gasturbinen in der\r\nGrößenordnung von 200.000 EUR/MWa und setzt sie in ein Verhältnis\r\nzum schwedischen VOLL, folgt daraus ein LOLE von 28,3, also ca. 10,2-\r\nMal so hoch, wie der aktuelle deutsche Wert.\r\n• Wenn entsprechend der VOLL-Diskussion zunächst die Lasten mit einer\r\nniedrigen Zahlungsbereitschaft abgeworfen würden, dann dürfte\r\nentsprechend Abbildung 4 ein VOLL von ca. 1.000 EUR/MWh\r\nausreichen, um eine Markträumung herzustellen. In diesem Fall würde\r\nbei dem CONE einer teuren US-Gasturbine ein LOLE von 200 h/a\r\nMODELLIERUNG\r\n50\r\nherauskommen. Das würde dem 72-fachen des deutschen Wertes\r\nentsprechen.\r\nDie diskutierten Annahmen für VOLL und CONE in der Übersicht liegen in einem\r\nschmalen Band der realen Unsicherheiten. Mit diesen Zahlenbeispielen wollen\r\nwir nicht andeuten, dass wir eine Zahl für geeigneter halten als eine andere,\r\nsondern dass die Zahlen und ihre Verhältnisse nicht belastbar sind. Das wird\r\nbesonders deutlich, wenn man annimmt, dass es möglich wäre, die\r\nVersorgungssicherheit mit unkonventionellen Flexibilitätsoptionen, ohne\r\nFixkosten zu gewährleisten. Dann lässt sich aus mathematischen Gründen kein\r\nrelevanter Zuverlässigkeitsstandard berechnen. Denn der LOLE würde null\r\nentsprechen, und dessen Einhaltung wäre technologisch nicht möglich.\r\nEs ist aus regulatorischen Gründen notwendig, Zahlen in die Formeln für den\r\nzentralen Planungseinsatz einzufügen. Diese Zahlen haben jedoch bei realer\r\nBetrachtung keine belastbare Fundierung beziehungsweise eine\r\nunverhältnismäßig hohe Unsicherheit. Als Nachweiskriterium für zentral\r\ngeplante Kapazitätsfördermechanismen führen diese Kennzahlen zu\r\nsignifikanten Kostenrisiken und Pfadabhängigkeiten. Im folgenden Abschnitt\r\ndiskutieren wir, dass sich diese staatlichen Annahmen vermeiden lassen, wenn\r\nder Markt durch Reformen in die Lage versetzt wird, Versorgungssicherheit zu\r\ngewährleisten.\r\n5.1.4 Die mildere und zielgenauere Alternative\r\nIn den vorausgehenden Abschnitten haben wir dargelegt, wie der\r\nZuverlässigkeitsstandard berechnet wird. Die Zahlungsbereitschaft der\r\nheterogenen Verbraucherlandschaft wird über Zeitpunkte und\r\nVerbrauchergruppen zu einer Durchschnittszahl zusammengefasst und\r\nanschließend in ein Verhältnis zu den angenommenen technologiespezifischen\r\nKosten gesetzt, um LOLE-Werte für die Referenztechnologien zu erhalten.\r\nAnschließend werden diese LOLE-Werte über mehrere Jahre entsprechend ihren\r\nPotenzialannahmen gemittelt.\r\nIn anderen Worten, eine situationsspezifische Zahlungsbereitschaft wird über\r\nalle Verbrauchsfälle gemittelt. Und die Kosten einer Referenztechnologie\r\nwerden pro Jahr geschätzt, obwohl der techno-ökonomische Lösungsraum sich\r\nkontinuierlich verändert und sich damit auch die Kosten und Verfügbarkeiten der\r\nverschiedenen Technologien verändern.\r\nDas Ziel einer wohlfahrtsoptimalen Stromversorgung kann definitionsgemäß\r\nnicht durch die Betrachtung von Durchschnittswerten erreicht werden. Zum \r\nMODELLIERUNG\r\n51\r\neinen ist ein Ausgleich zwischen Grenznutzen und Grenzkosten entscheidend.\r\nZum anderen basieren wohlfahrtsoptimale Entscheidungen auf dem\r\nindividuellen Nutzen und damit – im Sinne der Verursachergerechtigkeit – auf der\r\nindividuellen Zahlungsbereitschaft zu einem spezifischen Zeitpunkt.\r\nDie Absicherungspflicht als mildere und zielgenauere Alternative\r\nWie wir bereits in Abschnitt 4.3 beschrieben haben, führt die\r\nAbsicherungspflicht dazu, dass für Stromversorger der Wert der Datenmessung\r\nund der Zugriffsmöglichkeit auf Verbrauchstechnologien steigt.\r\n6 Die Anreize für\r\ndie Einbindung dezentraler Flexibilitätsoptionen steigt deutlich gegenüber dem\r\nStatus-Quo. Bei privaten und kommerziellen Stromlieferverträgen können\r\nVerbraucher gefragt werden, bis zu welcher Preisstufe, welche Strommengen\r\nbzw. Verbrauchsfälle abgesichert werden sollen, und ab welchem Strompreis\r\nsie bereit sind, Ihren Stromverbrauch in welchem Umfang zu reduzieren. Bei\r\ndieser Abfrage sollte es keinerlei Preislimitierungen geben. Wenn ein\r\nVerbraucher beispielsweise eine Zahlungsbereitschaft von 999.999 EUR/MWh\r\nangibt, um eine preisinelastische Verbrauchspräferenz auszudrücken, sollte\r\ndas möglich sein. Wenn diese Abfrage bei jedem Verbraucher stattfindet,\r\nentsteht eine nachfrageseitige Merit-Order, die eine Vielzahl der\r\nVerbrauchspräferenzen für alle relevanten Verbrauchstechnologien\r\nwiderspiegelt. Der Wert einer Flexibilisierung wird für alle Verbraucher sofort\r\nsichtbar, wodurch eine Ausweitung der Flexibilisierung und damit der\r\nPreiselastizität angereizt wird.\r\nINFOBOX: HAUSHALTSBEISPIEL\r\nBei der Umsetzung der Absicherungspflicht ist davon auszugehen, dass der\r\nVertriebswettbewerb zu einer Vielzahl unterschiedlicher Angebote führen wird.\r\nPrivate Verbraucher könnten sich entscheiden, dass die typischen\r\nHaushaltsverbräuche beispielsweise bis zu zwei kW jederzeit abgesichert sein\r\nsollten. Mit Blick auf das Laden von Elektroautos könnten sie sich entscheiden,\r\ndass es bis zu einem Preis von 250 EUR/MWh geladen werden soll. Für die\r\nWärmepumpe könnten sie eine Preisgrenze von 400 EUR/MWh vorgeben. Auf Basis\r\nstatistischer Auswertungen oder von Prognosemodellen könnten Verbraucher als\r\nEntscheidungshilfe die voraussichtliche Häufigkeit dieser Preisniveaus bei der\r\nEntscheidungsfindung berücksichtigen. Selbstverständlich sollte jeder\r\nVerbraucher auch die Möglichkeit haben, eine unendliche Zahlungsbereitschaft zu\r\n6 Nach §14a EnWG müssen Elektroautos und Wärmepumpen bereits vom Verteilnetzbetreiber dimmbar\r\nsein, um eine Überlastung des Verteilnetzes zu vermeiden.\r\nMODELLIERUNG\r\n52\r\nhinterlegen. Mithilfe einer App erlernen Verbraucher im Alltag die\r\nWechselwirkungen ihres Verbrauchsverhaltens.\r\nAuf diese Weise findet die Verbrauchsflexibilität durch die Offenlegung der\r\nPreiselastizität ihren Weg in die Preisbildung auf dem Spot- und Terminmarkt.\r\nZusätzlich wäre es möglich, diese Versorgungsunterbrechungen mit maximalen\r\nUnterbrechungszeiten zu versehen. Beispielsweise könnten sich Verbraucher\r\nentscheiden, das Auto mehrere Wochen lang nicht zu laden, weil sie bei hohen\r\nPreisen auf den Bus umsteigen können. Die Wärmepumpe hingegen sollte\r\nbeispielsweise nicht länger als vier Stunden heruntergefahren werden. Diese\r\nFlexibilisierungsansätze können vollständig automatisiert gesteuert werden, und\r\nbei Bedarf durch zusätzliche Aktionen ausgeweitet werden. Beispielsweise könnte\r\nes für interessierte Kunden Bonusprogramme geben, die situationsspezifisch\r\nflexibleres Verhalten zusätzlich anreizen.\r\nAufgrund der Preisstruktur am Spotmarkt haben Verbraucher die Möglichkeit Geld\r\nzu sparen, wenn sei ihr Verbrauchsveralten anpassen. Beispielsweise steigen die\r\nAnreize, Waschmaschine, Geschirrspüler und andere typische\r\nHaushaltsverbräuche von den Abendspitzen in die sonnigen Zeiten zu verlagern,\r\ninsbesondere am Wochenende. Dadurch kann Erdgas eingespart werden, wodurch\r\ndie deutschen Gasspeicher einen höheren Anteil des Verbrauchs abdecken\r\nkönnen. Gleichzeitig steigt der Marktwert erneuerbarer Energien, was die Belastung\r\nfür den Bundeshaushalt reduziert. Verbrauchsflexibilität trägt somit auf einer\r\nVielzahl verschiedener Wege zur Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz des\r\nStromsystems bei.\r\nFür Versorgungsunternehmen entsteht durch die Absicherungspflicht der Anreiz,\r\nein Portfolio aus verschiedenen Erzeugungs- und Verbrauchstechnologien zu\r\nbilden und Anreize für Kunden zu kreieren, ihre Flexibilisierung auszuweiten.\r\nDurch Anreize für die Offenbarung der Zahlungsbereitschaften können\r\nsituationsspezifische und kundenindividuelle Präferenzen ihren Weg in den\r\nMarkt finden. Dieser Ansatz zur Offenbarung von Verbraucherpräferenzen\r\nspiegelt Verursachergerechtigkeit auf Basis des tatsächlichen individuellen\r\nNutzens wider. Er ist somit das Gegenteil des VOLL-CONE-Ansatzes aus ILR und\r\nBNetzA (2021), bei dem über alle\r\nZeitpunkte und Verbrauchergruppen\r\ngemittelt wird, um diese eine Kennzahl\r\nin ein Verhältnis zur Kostenschätzung\r\neiner administrativ festgelegten\r\nReferenztechnologie zu setzen.\r\nDURCH DIE ABSICHERUNGSPFLICHT\r\nKÖNNEN VERBRAUCHER IHRE\r\nZAHLUNGSBEREITSCHAFT AUF BASIS\r\nIHRES TATSÄCHLICHEN NUTZENS\r\nSIGNALISIEREN.\r\nMODELLIERUNG\r\n53\r\nEine Marktorganisation sollte es stets ermöglichen, dass die Vielzahl der\r\nVerbrauchspräferenzen durch die Vielzahl der technologischen Möglichkeiten\r\nbedient werden kann, anstatt das System anhand von durchschnittlichen\r\nKennzahlen zentral zu planen. Dieser marktwirtschaftliche Entdeckungsprozess\r\nlässt sich zusätzlich durch eine Kapazitätsreserve absichern, die entsprechend\r\nArt. 21 Abs. 3 vorzugswürdig gegenüber umfassenden Kapazitätsmechanismen\r\nist. Entsprechend § 14a EnWG müssen Elektroautos und Wärmepumpen bereits\r\naus Gründen der Netzstabilität dimmbar sein. Die Absicherungspflicht\r\nermöglicht es, diese Flexibilität auch für den Strommarkt und damit die\r\nVersorgungssicherheit zu nutzen.\r\nGelegentlich wird argumentiert, dass Kunden kein Interesse daran haben, sich\r\nmit ihrer Stromversorgung auseinanderzusetzen. Diese Argumentation ist\r\nhistorisch abgeleitet und nicht mehr aussagekräftig, da sie die Vielzahl der\r\ninteressierten Verbraucher ignoriert, die in den letzten Jahren in ihre\r\nEnergieversorgung investiert haben. Nach Battery-Charts (2026) sind im März\r\n2026 knapp 2,4 Millionen Heimspeicher und knapp 24.000 Gewerbespeicher\r\ninstalliert. Diese Entwicklung verdeutlicht ein großes Interesse einiger\r\nVerbrauchergruppen. Der TEMPO Tarif von EDF (2026) in Frankreich führt dazu,\r\ndass die relevanten Verbraucher in knappen Tagen ihre Stromnachfrage um 23 %\r\nreduzieren. Sie tragen somit zur Kosteneffizienz und zur Versorgungssicherheit\r\nbei.\r\nIm Gegensatz dazu führt die Aushöhlung der Verursachergerechtigkeit durch\r\neine Sozialisierung von Kosten zu einem ineffizienten und fragilen Stromsystem.\r\nWenn politische Entscheidungsträger der Bevölkerung die Konsequenzen ihres\r\nKonsumverhaltens nicht zumuten wollen, führt das unweigerlich zu\r\nunreflektiertem Verhalten, unnötigen Kosten und damit zu Einbußen des\r\nWohlstands und der Versorgungssicherheit.\r\nWenn im Gegensatz dazu, Stromverbraucher lernen, sich flexibel und effizient\r\nzu verhalten, steigt nicht nur die Kosteneffizienz des Stromsystems, sondern\r\nauch die Umweltgerechtigkeit und die Resilienz. Denn im Fall einer drohenden\r\nMangellage, wie es in der Energiekrise 2022 zu befürchten war, profitieren\r\nVerbraucher von der erlernten Erkenntnis, auf welche Verbräuche sie bereit sind\r\nzu verzichten, und welche Verbräuche für sie essenziell sind. Resilienz entsteht\r\nsystemisch und psychologisch nicht durch die Ausweitung von\r\nAnspruchshaltungen und Selbstverständlichkeiten aufgrund sozialisierter\r\nKosten, sondern durch die Fähigkeit, sich verursachergerecht auf das\r\nWesentliche zu Besinnen. Die Konsequenz eines bewussten\r\nVerbrauchsverhaltens ist eine Steigerung des Wohlstands. \r\nMODELLIERUNG\r\n54\r\n5.1.5 Fazit der Diskussion des Zuverlässigkeitsstandards\r\nDer ERAA wird jedes Jahr berechnet. Der Zuverlässigkeitsstandard soll\r\nentsprechend der ACER-Methodik spätestens alle fünf Jahre neu berechnet\r\nwerden, oder früher, wenn eine signifikante Veränderung beobachtet wird. ILR\r\nund BNetzA (2021) bezieht sich auf ein nicht transparent zitiertes Gutachten,\r\ndass demnach im Juli 2021 verfügbar war. Dementsprechend basieren die Daten\r\nbestenfalls auf dem Jahr 2020 oder wahrscheinlicher auf den Jahren 2019 oder\r\n2018, da die genannten Statistiken häufig eine signifikante Zeitverzögerung\r\nhaben, bis verlässliche Daten verfügbar sind. In den letzten sechs bis acht\r\nJahren haben sich mehrere Faktoren deutlich verändert:\r\n• Die veränderte wirtschaftliche Situation hat Rückwirkungen auf den\r\nVOLL.\r\n• Die Preise mehrerer Technologien haben sich signifikant verändert.\r\nGaskraftwerkte sind deutlich teurer geworden, und sinken womöglich\r\nauf absehbare Zeit nicht mehr.\r\n• Im Gegensatz dazu haben sie die Preise für Batteriespeicher in den\r\nletzten Jahren deutlich reduziert.\r\n• Die Digitalisierung in Kombination mit dem rasanten Zubau von\r\nHeimspeichern, der Zunahme an Elektromobilität und von\r\nWärmepumpen hat zudem deutliche Auswirkungen auf das dezentrale\r\nFlexibilitätspotenzial.\r\nDiese Entwicklungen sind unseres Erachtens nicht in der Berechnung des\r\nbisherigen Zuverlässigkeitsstandards eingeflossen. Auf grundsätzlicherer\r\nEbene zeigen diese Entwicklungen jedoch, dass zentral geplante\r\nAusschreibungen – die auf Daten basieren, die fünf bis sieben Jahre vor dem\r\nersten Lieferdatum liegen und bis zu 22 Jahre (2046) vor der letzten\r\nVergütungszahlung – ungeeignet sind, um die Chancen der technologischen\r\nEntwicklung angemessen zu berücksichtigen.\r\n5.2 EUROPEAN RESOURCE ADEQUACY ASSESSMENT UND\r\nVERSORGUNGSSICHERHEITSBERICHT\r\nDer European Resource Adequacy Assessment (ERAA) und der\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA nehmen entsprechend Art. 23 und 24\r\nder Verordnung bei der Nachweisprüfung über die Erforderlichkeit von zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen entscheidende Rollen ein. Der CISAF\r\nverstärkt die Bedeutung des ERAA, da die Einführung des Zielmodells eines\r\numfassenden Kapazitätsfördermechanismus nach Anf. 1a) CISAF erfolgen \r\nMODELLIERUNG\r\n55\r\nkann, wenn der Zuverlässigkeitsstandard im ERAA nicht erfüllt wird. Wir sehen\r\ndiese modellbasierte Form des Nachweises als kritisch und nicht belastbar an.\r\nEinerseits zeigt die Diskussion des Zuverlässigkeitsstandards und der\r\nInputparameter, dass deren Berechnung nicht objektiv fundiert möglich ist.\r\nAndererseits ermöglicht die Modellierung des ERAA zusätzliche nicht tragfähige\r\nFestlegungen, durch die Auswahl methodischer Details und Inputparameter,\r\nwodurch in Folge die Ergebnisse ebenfalls nicht belastbar sind.\r\nDiese mangelnde Belastbarkeit zeigen wir im Folgenden Anhand der Bandbreite\r\nder methodischen Ansätze, der Ergebnisse und der Inputparameter, die sich\r\nteilweise deutlich von Entwicklungen in der Realität unterscheiden. Vor allem\r\nzeigt die Diskussion jedoch, dass die effektive und effiziente Lösung nicht die\r\nEinführung eines zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismus sein kann.\r\nStattdessen können Marktreformen, wie beispielsweise die Einführung einer\r\neffektiven Absicherungspflicht, die verfügbaren Ressourcen auf effiziente Weise\r\nfür die Sicherung der Stromversorgung nutzen. Darüber hinaus können auf Basis\r\nder Verursachergerechtigkeit, Investitionen in die passenden Technologien\r\nangereizt werden, um eine sichere und effiziente Stromversorgung zu\r\ngewährleisten.\r\n5.2.1 Zentrale Annahmen und Ergebnisse\r\nJeder Modellierungsansatz stellt zwangsläufig eine Vereinfachung realer\r\nWechselwirkungen dar. Das Ziel einer Modellierung ist es dabei, die\r\nrelevantesten Aspekte zu berücksichtigten, die für die Ergebnisse in der Realität\r\nentscheidend sind. Unseres Erachtens wird dieses Ziel in der ERAAModellierung nicht hinreichend erreicht, da methodische Festlegungen und\r\nInputannahmen in ihrer Kombination zu einer einseitigen Verzerrung der\r\nErgebnisse führen.\r\nWenn ein Strommarktmodell, das überprüfen soll, ob staatliche Eingriffe\r\ngerechtfertigt sind, das Ergebnis weitestgehend determiniert, dann kann auf die\r\naufwändige Modellierung verzichtet werden. Denn dieser Nachweis übersetzt\r\ndie Annahme, dass Märkte nicht funktionieren, auf komplizierte mathematische\r\nWeise in das Ergebnis, dass Märkte nicht funktionieren. In der Modellierung\r\nwerden mehrere reale Aspekte vernachlässigt oder unvollständig abgebildet,\r\nwodurch das Ergebnis zwangsläufig staatliche Eingriffe rechtfertigt. In diesem\r\nAbschnitt zeigen wir schrittweise auf, dass die methodischen Ansätze und die\r\ngewählten Inputannahmen nicht hinreichend fundiert sind, um einen\r\nstaatlichen Eingriff mit signifikanten Kostenauswirkungen und langfristigen\r\nPfadabhängigkeiten zu rechtfertigen.\r\nMODELLIERUNG\r\n56\r\nEine Herausforderung derModellierung und vieler staatlicher Markteingriffe liegt\r\nin der Festlegung der Annahmen. Abbildung 13 stellt die minimale,\r\ndurchschnittliche und maximale Stromnachfrage des ERAA 2025 in einem\r\nVergleich mit den Werten des ERAA 2024 (keine Werte für 2033 verfügbar) und\r\nden statistischen Daten der letzten Jahre dar.\r\nAbbildung 13: Nachfrageprognosen in ERAA 2024 und ERAA 2025\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2024, 2025) und BDEW (2024,\r\n2025a, 2025b)\r\nDie Stromnachfrage im ERAA 2025 ist über alle betrachteten Jahre signifikant\r\nniedriger als im ERAA 2024. Diese Herausforderung von\r\nModellierungsannahmen, eine Annahme über die zukünftige Nachfrage\r\nfestlegen zu müssen, entspricht gleichzeitig der Herausforderung von zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen. Diese Unsicherheit übersetzt sich in\r\nder Realität in Kostenrisiken und Marktverzerrungen (Siehe Infobox: Anmaßung\r\nvon Wissen). Zudem kann die Abschätzung der zukünftigen Nachfrage von\r\npolitischen Interessen verzerrt werden, da beispielsweise die Mengenziele des\r\nEEG sich ebenfalls auf die zukünftige Nachfrage beziehen. \r\nMODELLIERUNG\r\n57\r\nGegenüber der Stromnachfrage in 2025 von 495 TWh (BDEW, 2025)\r\nprognostiziert der ERAA (2025) eine Steigerung zwischen 46 und 76 TWh bis zum\r\nJahr 2028, beziehungsweise zwischen 9,3 % und 15,4 %.\r\nUm die Unsicherheit der Nachfrageannahmen detaillierter zu betrachten, stellt\r\nAbbildung 14 die relative Veränderung innerhalb eines Jahres zwischen dem\r\nERAA 2025 und dem ERAA 2024 dar.\r\nAbbildung 14: Anpassung der Nachfrageprognosen ERAA 2025 vs. ERAA 2024\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2024, 2025).\r\nIn Abbildung 14 wird deutlich, dass sich die Anpassung der Nachfrage auf alle\r\nbetrachteten Zeiträume bezieht. Dabei ist es bemerkenswert, dass die größte\r\nAnpassung von 11,6 Prozent im kürzesten Prognosezeitraum für das Jahr 2028\r\nstattfindet. Wenn der ERAA 2024 die Grundlage für eine Y-4\r\nKapazitätsausschreibung für das Jahr 2028 gewesen wäre, dann wäre die\r\nzugrundeliegende Annahme um 10,5 Prozent bis 11,6 Prozent zu hoch gewesen.\r\nDie Nachfragereduktion vom ERAA 2024 zum ERAA 2025 beträgt in absoluten\r\nZahlen:\r\n• 2028: 67 TWh bis 71 TWh\r\n• 2030: 58 TWh bis 61 TWh\r\n• 2035: 68 TWh bis 73 TWh\r\nIn Märkten basiert die Nachfrageprognose auf einer Vielzahl unterschiedlicher\r\nEinschätzungen der Marktakteure. In zentral organisierten Prozessen folgt die\r\nNachfrageprognose den administrativen Regeln. Die resultierenden\r\nKostenrisiken werden jedoch per Umlage sozialisiert.\r\nMODELLIERUNG\r\n58\r\nINFOBOX: REFORMEN DER US-KAPAZITÄTSMÄRKTE\r\nDer Kapazitätsmarkt des Systembetreibers ISO New England (ISO-NE) verzichtet\r\nzukünftig auf Beschaffungsauktionen mit mehrjährigem Vorlauf. Bisher wurde ca.\r\ndrei Jahre vor der Lieferperiode die Kapazitätsauktionen durchgeführt. Der ISO-NE\r\nhat entschieden, dass zukünftig nur noch saisonale „Prompt-Auktionen“ kurz vor\r\nder Lieferperiode genutzt werden, weil sie auf aktuellere und präzisere\r\nInformationen über Angebot, Nachfrage und Zuverlässigkeitsrisiken beruhen (ISONE, 2026).\r\nIm PJM-Kapazitätsmarkt hat die Auktion am 17. Dezember 2025 die Preisobergrenze\r\nvon ca. 121.705 USD/MWa erreicht, weswegen sie um ca. 6,6 GW unterdeckt war\r\n(PJM, 2025a). Auf dieser Basis hat Semianalysis (2026) eine Umlage von 3,4 USDct/kWh für einen Haushalt mit durchschnittlicher Laststruktur errechnet. Sie\r\nweisen zudem in ihrer Analyse darauf hin, dass die Lastprognose für Rechenzentren\r\ngegenüber der Vorjahresprognose um 1,1 GW nach unten angepasst wurde. Unter\r\nanderem mit Blick auf die hohen Kosten von Prognosefehlern prüft PJM aktuell die\r\nUmstellung auf saisonale Auktionen und auf eine Verkürzung der Vorlaufzeit,\r\nvergleichbar mit den Prompt-Auktionen vom ISO-NE kurz vor der Lieferperiode (PJM,\r\n2025b).\r\nDer PJM-Kapazitätsmarkt ist aktuell der letzte US-Kapazitätsmarkt, der noch eine\r\nKapazitätsauktion mit mehrjährigem Vorlauf durchführt. Wenn dort ebenfalls eine\r\nSpot-Beschaffung genutzt wird, gibt es in den USA keine mehrjährigen\r\nBeschaffungsauktionen mehr. Während in den USA nach ca. 20 Jahren Erfahrung\r\nmit Kapazitätsmärkten drei Jahre Vorlauf aufgrund der Informationsqualität als zu\r\nriskant betrachtet werden, bereitet das BMWE derzeit mit der KWS eine\r\nBeschaffung mit fünfjährigem Vorlauf und einen zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsmechanismus mit voraussichtlich vierjährigem Vorlauf vor. Aufgrund der\r\npolitischen Ziele einer zunehmenden Elektrifizierung und eines Anstiegs\r\nerneuerbarer Energien sind insbesondere die Nachfrageprognosen in Deutschland\r\nmit höheren Unsicherheiten behaftet und stärker mit politischen Zielsetzungen\r\nverknüpft als in den USA.\r\nAus den Prognosen für die Stromnachfrage wird die Laststruktur und damit die\r\nSpitzenlast abgeleitet, die für die Dimensionierung der Ausschreibungen des\r\nzentral geplanten umfassenden Kapazitätsfördermechanismus entscheidend\r\nist. Abbildung 15 stellt die Spitzenlasten der letzten Jahre denjenigen des ERAA\r\n2024 und des ERAA 2025 gegenüber.\r\nMODELLIERUNG\r\n59\r\nAbbildung 15: Veränderung der Spitzenlast ERAA 2025 vs. 2024\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2024, 2025).\r\nIn Abbildung 15 werden zwei Aspekte deutlich; die Anpassung der Annahmen\r\nvom ERAA 2024 zum ERAA 2025 und der enorme Anstieg der Spitzenlast\r\nzwischen 2025 und 2028. Die Korrektur vom ERAA 2024 zum ERAA 2025 für das\r\nJahr 2028 beträgt 6,2 GW. Üblicherweise beträgt der Zeitraum zwischen\r\nAusschreibung und Lieferung vier bis fünf Jahre. Eine Korrektur um 6,2 GW drei\r\nJahre vor dem Lieferjahr deutet auf eine signifikante Prognoseunsicherheit hin.\r\nIm Non-Paper zur Kraftwerksstrategie wird mit Verweis auf den ERAA ein\r\nAusschreibungsvolumen von ca. 41 GW genannt.7 Eine Korrektur um 6,1 GW\r\nwürde ca. 15 % des auszuschreibenden Volumens entsprechen.\r\nDiese Unsicherheit steigt mit Blick auf die prognostizierte Steigerung der\r\nSpitzenlast. Für das Jahr 2028 prognostiziert der ERAA 2025 eine Steigerung um\r\n17,7 GW gegenüber der vorherigen Steigerung von 23,8 GW im ERAA 2024. Das\r\nentspricht einer Korrektur von über 25 %. Mit Blick auf die Abbildung wird\r\ndeutlich, dass die größte Prognoseanpassung in der kurzen Frist stattfindet. Bei\r\neiner T-3-Auktion wäre das Kapazitätsvolumen auf Basis des ERAA 2025 bereits\r\n7 Vom Gesamtvolumen werden u. a. steuerbare Kapazitäten abgezogen, die über andere Fördersysteme\r\nfinanziert werden, wie bspw. KWKG oder Biomasse durch das EEG.\r\nMODELLIERUNG\r\n60\r\num 6,2 GW geringer als bei einer T-4 Auktion auf Basis des ERAA 2024. Für die\r\nKraftwerksstrategie ist eine T-5 Auktion geplant.\r\nEs stellt sich mit Blick auf die Prognosedaten die Frage, ob eine erneute\r\nPrognoseanpassung von beispielsweise 10 bis 15 GW denkbar ist. Wenn auf\r\nBasis dieser Prognosen Kapazitäten ausgeschrieben werden, drohen\r\nÜberkapazitäten und unnötig hohe Kosten. Entsprechend Anforderung 9 des\r\nCISAF muss sich das maximale Nachfrageziel für die Ausschreibung auf den\r\nERAA beziehen. Die Festlegung der Inputannahmen hat daher Konsequenzen für\r\ndie Realität.\r\nDie Steigerung der Spitzenlast vom Jahr 2025 bis zum Jahr 2030 beträgt ca.\r\n30 GW. Die Prognose für das Jahr 2030 wurde durch den ERAA 2025 bereits um\r\n5,1 GW nach unten korrigiert. Diese Spitzenlasten sind stark von der\r\nEntwicklung der Elektrifizierung und der entsprechenden Verbrauchsflexibilität\r\nabhängig. Die Gefahr einer Überbeschaffung liegt auf der Hand.\r\nLoss of Load Expectation\r\nBei einer robusten Methodik ist davon auszugehen, dass eine derart signifikante\r\nReduktion der Nachfrageannahmen vom ERAA 2024 zum ERAA 2025 zu einer\r\ndeutlichen Verbesserung der LOLE-Werte führen sollte. Abbildung 16 stellt die\r\nLOLE-Werte des ERAA 2025 und des ERAA 2024 gegenüber. Die beiden\r\ndargestellten Werte sind der Durschnitt und der P50-Wert.8\r\nFür den ERAA 2025 werden zwei verschiedene Modellansätze dargestellt\r\n„Hurdle“ und „Hurdle+Cap“. Diese beiden Ansätze stellen unterschiedliche\r\nAnnahmen für den Umgang mit risikoaversen Investoren dar, die wir im nächsten\r\nAbschnitt diskutieren. An dieser Stelle sei lediglich darauf hingewiesen, dass wir\r\nbeide Ansätze kritisch sehen, da sie signifikante Verzerrungen einführen.\r\nInsbesondere das Hurdle+Cap-Szenario halten wir aufgrund sehr restriktiver\r\nAnnahmen für ungeeignet.\r\n8 Der Durchschnitt wird durch das arithmetische Mittel berechnet und ist daher anfällig für Verzerrungen\r\ndurch Ausreißer. Der P50-Wert stellt den Median dar, bzw. den mittleren Wert der Verteilung dar und ist\r\ndaher nicht anfällig für Verzerrungen durch Ausreißer. Wir verzichten auf die Darstellung der extremen\r\nP95-Werte, da sie die Darstellung verzerren und keinen relevanten Mehrwert liefern.\r\nMODELLIERUNG\r\n61\r\nAbbildung 16: Veränderung der Versorgungszuverlässigkeit ERAA 2024 vs. 2025\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2024, 2025).\r\nAbbildung 16 zeigt, dass die LOLE-Werte entgegen der Erwartung durch die\r\nsignifikanten Nachfragereduktionen zwischen 8,2 und 11,6 Prozent vom ERAA\r\n2024 zum ERAA 2025 in vielen Fällen nicht zurückgegangen, sondern sogar\r\ndeutlich angewachsen sind.\r\n9 Mit Blick auf den Median (P50-Wert) im HurdleSzenario wird ersichtlich, dass lediglich im Jahr 2030 der\r\nZuverlässigkeitsstandard von 2,77 h/a nicht erreicht wird.\r\nWenn eine umfassende Anpassung der Nachfrageannahmen eine deutliche\r\nVerbesserung der LOLE-Werte erwarten lässt und sich die Ergebnisse in die\r\nentgegengesetzte Richtung entwickeln, deutet das darauf hin, dass die\r\nMethodik nicht belastbar im Sinne einer verlässlichen Entscheidungsgrundlage\r\nist. Die Schwierigkeiten bei der Festlegung des LOLE-Wertes haben wir bereits\r\nin Abschnitt 5.1 diskutiert. Im nächsten Abschnitt diskutieren wir, weswegen wir\r\ndie verwendeten methodischen Ansätze und die Inputannahmen für nicht\r\ngeeignet halten.\r\n9 Erfreulicherweise ist festzustellen, dass sich die LOLE-Werte des ERAA 2024 für das Jahr 2026 bisher\r\n(März 2026) nicht eingestellt haben. Es wurden eine durchschnittliche Loss of Load Expectation von 10,70\r\nh/a und ein Median von 8 h/a berechnet. Der Median stellt den mittleren Wert dar, und sollte daher für ein\r\ndurchschnittliches Wetterjahr ein belastbarer Schätzwert sein. In Deutschland war der Winter zu\r\nJahresbeginn überdurchschnittlich kalt und dauerte überdurchschnittlich lange bei gleichzeitig niedrigen\r\nSpeicherfüllständen für Erdgas.\r\nMODELLIERUNG\r\n62\r\n5.2.2 Beschränkung der Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken\r\nDie überraschend hohen LOLE-Werte im ERAA 2025 gegenüber dem ERAA 2024\r\nbasieren u. a. auf methodischen Anpassungen und Inputannahmen, die\r\ngemeinsam in Richtung einer reduzierten Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken\r\nwirken. In diesem Abschnitt diskutieren wir eine Auswahl relevanter Aspekte, die\r\nunseres Erachtens nicht hinreichend belastbar sind.\r\nWir diskutieren im Folgenden die im Strommarktmodell definierten\r\nPreisobergrenzen, das Einnahmen-Cap für Gaskraftwerke, die Hurdle-RateAufschläge zur Wirtschaftlichkeitsberechnung und die fehlende\r\nBerücksichtigung des Risikomanagements im Terminmarkt.\r\n5.2.2.1 Explizite Preisobergrenzen\r\nIn der ERAA-Modellierung werden die folgenden expliziten Preisobergrenzen\r\nangenommen (ERAA, 2025):\r\n• 2028: 5.500 EUR/MWh\r\n• 2030: 6.500 EUR/MWh\r\n• 2033: 7.000 EUR/MWh\r\n• 2035: 7.500 EUR/MWh\r\nEntsprechend Art. 10 der Strombinnenmarktverordnung darf es jedoch keine\r\nwirksamen Preisobergrenzen geben. Die technischen Gebotsgrenzen der\r\nBörsen müssen ausreichend hoch sein, um den Handel nicht unnötig zu\r\nbeeinträchtigen. Wenn Großhandelspreise 70 % des Höchstwertes\r\nüberschreiten, müssen die technischen Gebotsgrenzen nach oben angepasst\r\nwerden, damit sie die Preisfindung nicht beeinträchtigen.\r\nDie technischen Gebotsgrenzen auf dem Intradaymarkt liegen zudem deutlich\r\nüber den angenommenen Preisobergrenzen. Darüber hinaus gelten die\r\ntechnischen Gebotsgrenzen nicht für die Ausgleichsenergie und den bilateralen\r\nHandel. Wenn beispielsweise der Einsatz der Kapazitätsreserve notwendig\r\nwäre, liegt der Preis für Ausgleichsenergie mindestens beim doppelten Wert des\r\ntechnischen Intraday-Gebotslimits, also derzeit bei ca. 20.000 Euro/MWh.\r\nMarktakteure haben somit in Knappheitssituationen starke Anreize und die\r\nMöglichkeit, Handelsgeschäfte oberhalb der technischen Gebotslimits der\r\nStrombörse durchzuführen.\r\nIn der ökonomischen Literatur ist hinreichend belegt, dass zu niedrig festgelegte\r\nPreisobergrenzen die Wirtschaftlichkeit von Erzeugungstechnologien\r\neinschränken. Die Annahme in der ERAA-Modellierung der Preisobergrenzen \r\nMODELLIERUNG\r\n63\r\nsteht somit im Konflikt mit der Realität des Handels, der\r\nStrombinnenmarktverordnung und der ökonomischen Logik liberalisierter\r\nMärkte. Zudem ist die Höhe ihrer Festlegung nicht nach objektiven Kriterien\r\nbelastbar.\r\n5.2.2.2 Hurdle-Rate-Aufschläge\r\nEin Faktor, der die Präferenzen risikoaverser Investoren für Gaskraftwerke (Open\r\nCycle Gas Turbines – OCGT und Combined Cycle Gas Turbines –CCGT) im ERAA\r\n2025 widerspiegeln soll, ist eine erhöhte Renditeschwelle (Hurdle-Rate), die in\r\nForm von Hurdle-Rate-Aufschlägen zur üblichen WACC-Verzinsung\r\nhinzuaddiert wird:\r\n• OCGT von 6,0 % im ERAA 2024 auf 9,9 % im ERAA 2025 (65 % Steigerung)\r\n• CCGT von 4,5 % im ERAA 2024 auf 6,9 % im ERAA 2025 (53 % Steigerung)\r\nDie WACC-Verzinsung für offene Gasturbinen (OCGT) wird in der Input-ExcelDatei des ERAA (2025) als Default-Wert mit 6,17 % angegeben. Zusammen mit\r\ndem Hurdle-Rate-Aufschlag, ergibt das einen Default-Wert von 16,07 % als\r\nWirtschaftlichkeitsschwelle für offene Gasturbinen.\r\nEine Befragung von ENTSO-E (2025) fragte nach der typischen Renditeerwartung\r\nfür OCGT und CCGT. In beiden Fällen lag die Bandbreite der Antworten zwischen\r\n9 % und 12 %. Diese Werte beziehen sich jedoch auf die Eigenkapitalrendite. Bei\r\neinem Fremdkapitalanteil von 40 % und einem Fremdkapitalzins von 6 % liegt\r\nder WACC bei ca. 8 %. Vor dem Hintergrund der Befragung ist unklar, wie die o.g.\r\nHurdle-Rate-Aufschläge zu begründen sind.\r\nFür Deutschland wird für offene Gasturbinen ein länderspezifischer WACC-Wert\r\nvon 10 % aus der Analyse ILR und BNetzA (2021) abgeleitet. Aus der\r\nDokumentation ist nicht ersichtlich, ob der Hurdle-Rate-Aufschlag zusätzlich\r\nanfällt. Wenn dem so wäre, müsste eine offene Gasturbine in Deutschland eine\r\nWirtschaftlichkeitsschwelle von 19,9 % überschreiten, um zugebaut zu werden.\r\nZentrale Planung vernachlässigt Marktvielfalt\r\nEine durchschnittliche Renditekennzahl spiegelt nicht die Bandbreite realer\r\nInvestorenkalküle wider. Investoren, die aus individuellen Gründen geringere\r\nRenditeanforderungen haben, investieren früher als Projekte, die sich als\r\n„Merchant-Investition“ rechnen müssen. Beispielsweise dienen Gasturbinen\r\nund Motorenkraftwerke häufig als Portfolioabsicherung. Diese\r\nAbsicherungsrolle dient primär dazu, dass Risiko des Gesamtportfolios zu \r\nMODELLIERUNG\r\n64\r\nreduzieren. Daher haben diese Investitionen eine andere Renditeanforderung\r\nals Einzelprojekte.\r\nInsbesondere KWK-Eigenerzeugungsanlagen produzieren Strom und Wärme für\r\nindustrielle Anforderungen. Gleichzeitig können sie Entgelte, Umlagen und\r\nAbgaben reduzieren, weswegen ihr Investitionskalkül von MerchantInvestitionen abweicht. Diese Kraftwerke können im Sinne einer positiven\r\nExternalität gleichzeitig zur Versorgungssicherheit beitragen.\r\n• Die VW Kraftwerke GmbH betreibt eine KWK-GuD-Anlage mit einer\r\nelektrischen Leistung von 443 MW. Die Anlage liefert Strom und Wärme\r\nfür das Werk und die Stadt Wolfsburg. Dadurch trägt sie ebenfalls zur\r\nregionalen Energieversorgung bei (VW, 2026).\r\n• UPM betreibt im Papier-Werk Dörpen eine 80 MWel KWK-Anlage. Die\r\nAnlage hat nach Aussage von UPM eine Refinanzierungsdauer von drei\r\nJahren. Neben der Stromversorgung der Papierfabrik nimmt sie ebenfalls\r\nam Strommarkt teil (UPM, 2019).\r\n• Infraserv hat im Energiepark Wiesbaden im Juli 2021 die\r\nEigenstromversorgung von 32 MWel durch ein neues GuD-Kraftwerk auf\r\n78 MWel erhöht. Durch die Ausweitung der Eigenstromversorgung muss\r\nweniger Strom aus dem Netz der öffentlichen Versorgung entnommen\r\nwerden. Zeitweise überschüssiger Strom wird in das öffentliche\r\nStromnetz eingespeist (Infraserv, 2021).\r\nDie offensichtlichsten Beispiele für abweichende Investitionskalküle sind\r\njedoch die Investitionen in Gaskraftwerke, die zur Stromversorgung von\r\nRechenzentren dienen. In den USA sind sie häufig nötig, um die Zeit bis zur\r\nVollendung des Netzausbaus zu überbrücken. Zunehmend ist die\r\nEigenstromversorgung sogar die Voraussetzung für ihre Genehmigung. In\r\nDeutschland planen CyprusOne und E.ON ab 2029 ein Rechenzentrum in\r\nFrankfurt mit einer Kraftwerksinvestition (61 MW) zu verbinden, um\r\nKapazitätsengpässe im Netz zu überwinden (E.ON, 2025).\r\nDas Investitionskalkül für diese Kraftwerksinvestitionen unterliegt nicht den\r\ngleichen Renditeanforderungen wie Merchant-Investitionen. Diese Vielfalt\r\nmacht reales Marktgeschehen aus. Die Vernachlässigung dieser Bandbreite an\r\nInvestitionskalkülen durch eine einzige durchschnittliche (bzw. in diesem Fall\r\nausgesprochen hohe) Renditeanforderung, vernachlässigt reale\r\nInvestitionsbedingungen. \r\nMODELLIERUNG\r\n65\r\nINFOBOX: UNBEABSICHTIGTE MARKTABSCHOTTUNG DURCH\r\nREGULIERUNG\r\nDie Einschätzung zu Renditeanforderungen (Hurdle-Rates) und den EinnahmenCaps (Diskussion im Anschluss) basiert auf einer Umfrage von ENTSO-E. Es gingen\r\n23 Antworten ein; davon elf von großen Stromversorgern, 4 von mittleren\r\nStromversorgern, einem kleinen Stromversorger, einem Verband, drei\r\nBeratungsunternehmen und drei in der Kategorie „Andere“. Diese geringe Anzahl an\r\nAntworten ist nicht repräsentativ. Das wird dadurch deutlich, dass es zu einigen\r\nAntworten, bzw. Antwortoptionen nur bis zu 2-3 Antworten gibt.\r\nDie Befragung an sich zeigt bereits die marktabschottende Logik von\r\nRegulierungsansätzen. Es wurden etablierte Versorger nach ihren Präferenzen\r\ngefragt. Dabei wurden zwangsläufig Marktakteure ignoriert, die bei entsprechenden\r\nMarktsignalen möglicherweise zukünftig Investitionen in Erzeugungstechnologien\r\ntätigen könnten. Wenn beispielsweise Investoren eines Rechenzentrums mithilfe\r\neiner Eigenerzeugungsanlage Verzögerungen beim Netzanschluss kompensieren\r\nmöchten, kann diese Ressource bei erfolgtem Netzanschluss positive Effekte für\r\nden Strommarkt haben. Diese Zweitverwertung erfordert keine hohe Hurdle Rate.\r\nIm Gegenteil. Durch die Vermarktung auf dem Strommarkt kann eine positive\r\nExternalität bzw. ein zusätzlicher Optionswert realisiert werden.\r\nZentrale Planungsansätze können solche Marktdynamiken nicht berücksichtigen.\r\nDenn marktwirtschaftliche Anreize können sich auf vielfältige Weise\r\nmaterialisieren, wenn Marktsignale wirken können. Diese Positivsummenlogik wird\r\njedoch durch Regulierungsansätze untergraben. Aus diesem Grund sind\r\ntypischerweise geplanten Wirtschaftssysteme marktbasierten\r\nWirtschaftssystemen unterlegen.\r\nWenn sich Marktanreize verändern, dann verändert sich das\r\nInvestitionsverhalten. In der Energiekrise 2022 gab es einen starken Anstieg an\r\nGewerbe-PV und Speicherinvestitionen. Vorab in einem Modell festzulegen,\r\nwelche Präferenzen Akteure in festgelegten Marktsituationen haben und welche\r\nMöglichkeiten ihnen zu Verfügung stehen reduziert das marktwirtschaftliche\r\nWohlstandspotenzial.\r\nJe höher die Preise am Strommarkt in Kombination mit Entgelten, Umlagen und\r\nAbgaben sind, desto wahrscheinlicher sind Investitionen in die Eigenversorgung.\r\nSie sind somit Bestandteil eines typischen selbstregulierenden\r\nFeedbackprozesses im Markt. Diese Anlagen reduzieren die Nachfrage aus dem\r\nStromnetz und können idealerweise sogar Beiträge zur öffentlichen Versorgung\r\nleisten.\r\nMODELLIERUNG\r\n66\r\nDer ERAA-Hurdle-Ansatz bildet die Renditeanforderung einer MerchantInvestition ab. Sie bilden nicht die heterogene Investorenlandschaft realer\r\nProjekte ab, die beispielsweise aufgrund von Eigenversorgung, KWK oder\r\nPortfolioeffekten andere Renditeanforderungen haben. Diese Bandbreite gehört\r\nebenso zum marktwirtschaftlichen Investitionsverhalten.\r\n5.2.2.3 Einnahmen-Caps\r\nIn der ERAA-Modellierung werden bei der Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken\r\nnur Preise bis zu einer vorgegebenen Grenze berücksichtigt:\r\n• 2028: 1.000 EUR/MWh\r\n• 2030: 1.200 EUR/MWh\r\n• 2033: 1.300 EUR/MWh\r\n• 2035: 1.400 EUR/MWh\r\nDer Vergleich zwischen dem Szenario „Hurdle premium only“ und dem Szenario\r\n„Hurdle premium and revenue cap“ zeigt, dass in Deutschland aufgrund des\r\nEinnahmen-Caps 15,3 GW weniger steuerbare Kapazität im Jahr 2035 im Modell\r\nverfügbar ist. Dabei handelt es sich jedoch ausschließlich um offene\r\nGasturbinen. Ein Blick in die Ergebnisdatei des Strommarktmodells zeigt, dass\r\nin ganz Europa bis 2035 nicht eine einzige GuD-Anlage (CCGT) zugebaut wird (es\r\nwerden sogar viele GuD-Anlagen stillgelegt), sondern ausschließlich in offene\r\nGasturbinen (OCGT) investiert wird.\r\nINFOBOX: BILLIGE KAPAZITÄTEN VS. EFFIZIENTE KRAFTWERKE\r\nEin in politischen Diskussionen häufig vorgetragenes Argument für zentral geplante\r\nKapazitätsfördermechanismen ist der Wunsch, hocheffiziente Gas- und DampfKombikraftwerke (GuD, bzw. CCGT) zu bauen. Kapazitätszahlungen neigen jedoch\r\ndazu, eher kostengünstige Kapazitäten zu bevorzugen. Kostengünstige Kapazitäten\r\ngehen jedoch mit niedrigeren Wirkungsgraden einher, die eine ineffiziente\r\nStromerzeugung, und damit teureren Strom mit höheren Emissionen erzeugen.\r\nDer britische CCGT-/GuD-Bestand wurde überwiegend in den 1990er und 2000er\r\nJahren aufgebaut. Im Kapazitätsfördermechanismus wurden zwar mehrere\r\nProjekte formal als Neubau geführt, aber unter den realisierten großen GuDKraftwerken gab es seit der Einführung lediglich einen echten Neubau:\r\n• Trafford Power Station: Zuschlag zurückgegeben (1.656 MW)\r\n• Knottingley Power Station: Zuschlag zurückgegeben (1.600 MW)\r\nMODELLIERUNG\r\n67\r\n• Carrington Power Station: Als neu eingeordnet, der Baubeginn war jedoch\r\nbereits 2009 (884 MW)\r\n• Eggborough Unit 1 + 2: Mindestens ein Zuschlag zurückgegeben, zweiter\r\nZuschlag unklar, derzeit nicht realisiert (je 776 MW)\r\n• King’s Lynn A CCGT: umfassend modernisierte Bestandsanlage (382 MW)\r\n• Keadby 2 CCGT: Echter Neubau (893 MW)\r\nIm UK-Kapazitätsmechanismus werden vor allem kleine ContainerMotorenkraftwerke und in seltenen Fällen, kleine offene Gasturbinen zugebaut.\r\nWenn Investitionsanreize ausschließlich vom Strommarkt ausgehen, dann ist der\r\nAnreize einer effizienten Stromerzeugung – und damit einer Investition in GuDAnlagen – größer als wenn es zusätzlich Zahlungen für die Kapazitätsvorhaltung\r\ngibt.\r\nDas Einnahmen-Cap wird mit den Präferenzen risikoaverser Investoren\r\nbegründet, die eine Präferenz für gleichmäßigere Einnahmen haben. Als\r\nGrundlage dient eine Befragung von Marktakteuren (siehe Infobox:\r\nUnbeabsichtigte Marktabschottung durch Regulierung). Befragungen liefern\r\njedoch im Gegensatz zu beobachtbarem Verhalten keine belastbaren\r\nInformationen, da die Antworten durch die Interessen der jeweiligen Akteure\r\nbeeinflusst sein könnten.\r\nDie Problematik dieser Annahme folgt der gleichen Logik, wie die explizit\r\nfestgelegten Preisobergrenzen. Sie determinieren die Unwirtschaftlichkeit von\r\nInvestitionen, ohne objektiv belastbare Begründung. Insbesondere offene\r\nGasturbinen stellen Realoptionen dar, deren Wert sich über das\r\nRisikomanagement gegenüber Preisspitzen definiert. Diese Preisspitzen bei der\r\nWirtschaftlichkeitsbetrachtung außen vor zu lassen, widerspricht ihrer Rolle im\r\nMarkt.\r\nPreisspitzen haben in Märkten mit nicht-speicherbaren Gütern einerseits die\r\nFunktion, Knappheiten zu signalisieren, um eine Ausweitung des Angebots oder\r\neiner Flexibilisierung des Verbrauchs anzureizen. Andererseits erklärt das PeakLoad-Pricing-Modell, dass in Zeiten hoher Nachfrage überdurchschnittlich hohe\r\nPreise die getätigten Investitionen refinanzieren. Eine Annahme, die einseitig\r\nden Optionswert von Investitionen einschränkt ist in ihrer konkreten\r\nAusgestaltung nicht objektiv begründbar. Auf der anderen Seite steigern diese\r\nKnappheitssituation die LOLE-Werte, weil das Modell gezwungen ist, Last\r\nabzuwerfen.\r\nKnappheitssituationen steigern vollumfänglich die LOLE-Werte, tragen aber nur\r\nbegrenzt zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit von Investitionen bei. Diese \r\nMODELLIERUNG\r\n68\r\nVerzerrung determiniert ein Missing-Money-Problem, weswegen in Kombination\r\nmit weiteren Annahmen (die wir weiter unten diskutieren) nicht ausreichend\r\nsteuerbare Kapazitäten im Modell zugebaut werden.\r\n5.2.2.4 Vernachlässigung des Terminmarkts\r\nIn der ERAA-Modellierung spielt der Terminmarkt keine Rolle. Es werden HurdleRate-Aufschläge und Einnahmen-Caps mit der Begründung eingeführt, dass\r\nGaskraftwerke am Day-Ahead-Markt einer hohen Preisvolatilität ausgesetzt\r\nsind. Aus diesem Grund werden Kraftwerke in der Realität als Bestandteil von\r\nPortfolios üblicherweise auf dem Terminmarkt vermarktet. Im Modell werden die\r\nrisikobehafteten Aspekte des Kraftwerksbetriebs berücksichtigt. Die Werkzeuge\r\nfür das entsprechende Risikomanagement in der Realität werden hingegen\r\nvernachlässigt. Wenn eine Vermarktung auf dem Terminmarkt keine\r\nsignifikanten Vorteile für die Wirtschaftlichkeit und die Bewirtschaftung des\r\nRisikos hätten, dann würden diese Vermarktung nicht als dominante Strategie\r\nstattfinden.\r\nINFOBOX: RELEVANZ DES TERMINMARKTS FÜR GUD-INVESTITIONEN\r\nDie Umfrage von ENTSO-E hat abgefragt, ob der Terminmarkt bei der\r\nInvestitionsentscheidung eine Rolle spielt. Bei der Frage, wie der ERAA das reale\r\nInvestitionsverhalten widerspiegeln kann standen drei Optionen:\r\n• 2 = Sehr relevant (repräsentiert über 50 % der Einnahmen)\r\n• 1 = Etwas relevant (repräsentiert zwischen 5 % und 50 % der Einnahmen)\r\n• 0 = Kaum relevant (repräsentiert unter 5 % der Einnahmen)\r\nBei Neuinvestitionen in GuD-Anlagen (CCGT) war der Wert für Future/Forwards,\r\nalso für die Berücksichtigung des Terminmarkts 1,4. Nach den Kategorien\r\n„Kapazitätsmarkt“ und „Subventionen“, war das der dritthöchste Wert.\r\nDie Einnahmenmöglichkeiten im Modell werden durch Preisobergrenzen und\r\nEinnahmen-Caps beschränkt. Das Risiko von Preisspitzen ist jedoch u. a. der\r\nGrund, weswegen sich Lieferanten mithilfe des Terminmarktes absichern und\r\nbereit sind eine Risikoprämie auf dem Terminmarkt zu zahlen. Bessembinder\r\nund Lemmon (2002) erklären die Risikoprämie im Terminmarkt als\r\nGleichgewichtspreis der Risikoverteilungen zwischen Produzenten und\r\nLieferanten. Je höher die Wahrscheinlichkeit von Preisspitzen, desto höher ist\r\ndie Zahlungsbereitschaft von Lieferanten und Stromverbrauchern.\r\nMODELLIERUNG\r\n69\r\nAuf der anderen Seite ist diese Risikoprämie für Kraftwerksbetreiber ein\r\nwichtiger Grund für die Vermarktung auf dem Terminmarkt. Wenn Kraftwerke\r\nüber den Terminmarkt vermarktet werden, geben sie damit die Chance auf, von\r\nPreisspitzen zu profitieren. Als Kompensation dieser entgangenen\r\nEinnahmenchancen bzw. Opportunitätskosten erhalten sie die Risikoprämie.\r\nDementsprechend gilt ebenfalls aus der Perspektive der Kraftwerksbetreiber; je\r\nhöher die Wahrscheinlichkeit für Preisspitzen ist, desto höher fällt die\r\nRisikoprämie aufgrund höherer Opportunitätskosten aus. Die Einnahmen vom\r\nTerminmarkt sind verlässlicher als die volatilen Einnahmen des Spotmarkts. Aus\r\ndiesem Grund werden Kraftwerke in der Regel über den Terminmarkt vermarktet.\r\n5.2.2.5 Zwischenfazit zur Methodik\r\nDer Vergleich zwischen dem ERAA 2024 und dem ERAA 2025 zeigt, dass trotz\r\neiner signifikanten Reduktion der Nachfrageannahmen die LOLE-Werte\r\nansteigen. Mit Blick auf die methodischen Anpassungen wird deutlich, dass sie\r\ndie Ergebnisse einseitig in Richtung einer mangelnden Wirtschaftlichkeit von\r\nGaskraftwerken verzerren. Explizite Preisobergrenzen, gesteigerte\r\nRenditeanforderungen, Einnahmen-Caps und die Vernachlässigung des\r\nTerminmarktes erschweren die Investitionsbedingungen für Gaskraftwerke im\r\nModell. Auf der anderen Seite schlagen die Versorgungsrisiken in Form von\r\nLastabwurf vollständig durch, weswegen die LOLE-Werte steigen.\r\nIm Modell werden reale Investitionsbedingungen und Präferenzen bei der\r\nBewirtschaftung von Marktrisiken vernachlässigt. Die Funktion von\r\nSpitzenlastkraftwerken als Realoption ist die Absicherung des Portfolios\r\ngegenüber Preisspitzen. Der Optionswert bildet sich erst durch das Risiko von\r\nPreisspitzen. Wenn die Absicherungsprodukte aufgrund von Verwerfungen im\r\nMarkt unverhältnismäßig teuer werden, suchen Marktakteure nach alternativen\r\nAbsicherungsmöglichkeiten. Beispielsweise werden private Investitionen und\r\nEigenerzeugung relevanter. In der drohenden Gasmangellage im Jahr 2022 ist die\r\nInvestitionstätigkeit in Form von PPAs und Solaranlagen in Kombination mit\r\nBatteriespeichern stark angestiegen. Das ist ein Hinweis darauf, dass\r\nMarktakteure auf Preissignale reagieren, wenn sie eine Knappheit signalisieren.\r\nIn der ERAA-Modellierung findet eine einseitige Verzerrung des\r\nInvestitionskalküls statt. Das Risiko der Spotvermarktung wird vollumfänglich\r\nüber die Hurdle-Rate und Einnahmen-Caps berücksichtigt, während die\r\nEinnahmenmöglichkeiten durch Preisobergrenzen und Einnahmen-Caps\r\nbegrenzt werden. Die Kompensation der entgangenen Einnahmen auf dem\r\nTerminmarkt wird nicht betrachtet. Eine Vernachlässigung des Terminmarktes\r\nbei der Berechnung der Wirtschaftlichkeit – inklusive der Risikoprämie, die sich \r\nMODELLIERUNG\r\n70\r\nauf angebotsbeschränkten Märkten einstellen kann – stellt daher eine einseitige\r\nVerschlechterung zulasten von Kraftwerksinvestitionen dar. Darüber hinaus\r\nkann ein Strommarktmodell nur die Möglichkeiten nutzen, die ihm zur Verfügung\r\nstehen. In der Realität gibt es durch innovative Suchprozesse nahezu unendlich\r\nviele Möglichkeiten, auf drohende Knappheiten zu reagieren. In Situationen, in\r\ndenen das Modell auf Lastabwurf zurückgreifen muss, findet in der Realität ein\r\nkreativer Wettbewerb nach Lösungsmöglichkeiten statt.\r\n5.2.3 Zentrale Planung untergräbt technologischen Fortschritt\r\nZentrale Planungsprozesse unterschätzen technologische Innovationen. Die\r\nsichere und kosteneffiziente Transformation des Stromsystems ist jedoch auf\r\ndie Diffusion von technologischem Fortschritt angewiesen. Zentral geplante\r\nKapazitätsmechanismen – und die regulativen Prozesse, die mit ihnen\r\neinhergehen – drohen jedoch nicht nur Fortschritte zu vernachlässigen, sondern\r\nsie sogar zugunsten etablierter Technologien zu verdrängen.\r\nAls Beispiel für die mangelnde Integrationsfähigkeit von disruptiven\r\nEntwicklungen in regulatorische Prozesse bieten sich Batteriespeichersysteme\r\n(BESS) an. Abbildung 17 zeigt, wie sich die installierte Leistung zwischen ERAA\r\n2024, ERAA 2025 und dem Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA,\r\nunterscheidet.\r\nAbbildung 17: Szenariovergleich der Batterie-Großspeicher\r\nQuelle: Quelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2024, 2025), BNetzA\r\n(2025).\r\nMODELLIERUNG\r\n71\r\nIn Abbildung 17 ist ersichtlich, dass sich die Annahme für 2028 vom ERAA 2024\r\nzum ERAA 2025 fast um den Faktor drei erhöht hat. Üblicherweise findet eine\r\nAuktion in zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen vier Jahre vor dem\r\nErfüllungsjahr statt. In diesem Fall wäre die BESS-Kapazität gegenüber einer\r\nAuktion drei Jahre vorher knapp 10 GW zu niedrig gewesen. Mit Blick auf den\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA wird die Verzerrung sogar noch\r\ndeutlicher. Im Modell werden entgegen dem Trend in der Realität sogar Batterien\r\nzurückgebaut.\r\nDie Einführung von zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen ist\r\nzunehmend eine Verfahrensprüfung (insb. CISAF), die prüft, ob fragwürdige\r\nModellergebnisse eine ebenfalls nicht belastbar berechnete LOLE-Kennzahl\r\nüberschreiten. Wenn die abgebildeten Entwicklungen im Modell aber den\r\nEntwicklungen der Realität zuwiderlaufen, wird deutlich, dass dieser zentrale\r\nPlanungsansatz mit signifikanten Kosten- und Wohlstandsrisiken einhergeht.\r\nDenn die möglichst reibungslose Diffusion von kostensenkenden Innovationen\r\nist die Voraussetzung für Wohlstandswachstum (siehe Infobox:\r\nWohlstandssteigernde Institutionen und die Rolle der schöpferischen\r\nZerstörung in Kapitel 3).\r\nDer Blick auf Abbildung 17 unterschätzt jedoch die verzerrende Wirkung. Denn\r\nwährend des gesamten Betrachtungszeitraums bis zum Jahr 2035 wird in der\r\nModellierung ein 4h-BESS berücksichtigt. Die starke Kostenreduktion der letzten\r\nJahre führt jedoch dazu, dass die Kosten für die Speicherkapazität schneller\r\nsinken als die Kosten für die Leistungselektronik. Aus diesem Grund werden im\r\nZeitverlauf immer mehr BESS mit zunehmenden Speichertiefen gebaut. In\r\neinigen Ländern (u. a. Australien, China) werden bereits 8h-BESS gebaut. Die\r\nAnnahme, dass in Europa bis zum Jahr 2035 lediglich 4h-BESS gebaut werden,\r\nhat somit auch Konsequenzen für den Beitrag zur Versorgungssicherheit, den\r\ndiese Speichersysteme bereitstellen können.\r\nDie Auswirkung der rasanten Kostendegression macht sich jedoch bereits in den\r\nKostenannahmen für 4h-BESS bemerkbar. Abbildung 18 stellt die\r\nKostenannahmen des ERAA-2025 für ein 4h-BESS den realen Kosten für 2025\r\nund den prognostizierten Kosten für 2035 von BNEF gegenüber (Energy Storage\r\nNews (2025).\r\nMODELLIERUNG\r\n72\r\nAbbildung 18: Kostenentwicklung von Batterie-Großspeichern\r\nQuelle: Eigene Darstellung und Berechnung, Daten von ERAA 2025 und Battery\r\nStorage News (2025).\r\nIn Abbildung 18 wird ersichtlich, dass die Kosten für ein 4h-BESS in 2025 bereits\r\num den Faktor 2,3 unter den ERAA-Kostenannahmen für das Jahr 2028 liegen.\r\nIm Jahr 2025 lagen die realen Kosten bereits fast um den Faktor 2 unter den\r\nKostenprojektionen des ERAA 2025 für das Jahr 2035. Der Unterschied zwischen\r\nden Projektionen steigt bis zum Jahr 2035 auf den Faktor 2,9. Diese Darstellung\r\nbasiert auf den Kosten für Europa. In China liegen die Kosten für ein 4h-BESS\r\nbereits im Jahr 2025 bei 336 EUR/kW.10\r\nAllein seit dem Jahr 2024 sind die BESS-Kosten um 31 % gesunken (Battery\r\nStorage News (2025). Der ERAA 2025 nimmt im Gegensatz dazu eine jährliche\r\nKostensenkung von 3 % an. Derartige Entwicklungen lassen sich naturgemäß\r\nvon zentralen Planungsprozessen nicht angemessen berücksichtigen. Ihre\r\nVernachlässigung hat jedoch reale Konsequenzen, wenn die Ergebnisse der\r\nAnalyse über die Einführung staatlicher Interventionen entscheiden.\r\nDer technologische Fortschritt bezieht sich nicht nur auf Großspeichersysteme.\r\nDie starken Kostensenkungen ermöglichen zunehmend Anwendungen in Form\r\nvon Gewerbe- und Heimspeichersystemen. Dadurch vergrößert sich das\r\n10 Battery Storage News (2025) berichtet aus einer Analyse von BloombergNEF. Für die Umrechnung in\r\nEUR verwenden wir einen Wechselkurs von 1,15 EUR/USD.\r\nMODELLIERUNG\r\n73\r\nPotenzial für explizite und implizite Lastflexibilität (siehe Diskussion in den\r\nnächsten Abschnitten).\r\nAuch in anderen Bereichen wirkt sich technologischer Fortschritt auf\r\nRessourcen für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit aus. Die\r\nDigitalisierung ermöglicht die zunehmende Nutzung künstlicher Intelligenz für\r\nSteuerungs- und Optimierungssysteme. Dadurch wird es möglich, immer\r\nkleinteiligere Ressourcen für die Lastflexibilisierung zu nutzen.\r\nReale Einnahmequellen werden in der Modellierung vernachlässigt\r\nNeben den Kostenannahmen beschränkt auch die Modellstruktur des ERAA und\r\ndes Versorgungssicherheitsberichts der BNetzA die Wirtschaftlichkeit von\r\nSpeichern und anderer Flexibilitätsoptionen. Insbesondere flexible\r\nTechnologien können einen Teil ihrer Deckungsbeiträge erwirtschaften, indem\r\nsie die Prognosefehler der Nachfrage und der variablen Einspeisung\r\nerneuerbarer Energien zwischen dem Day-Ahead-Markt und der Lieferung am\r\nIntradaymarkt sowie den Regelreserve- und Regelenergiemärkten\r\nbewirtschaften. Die Strommarktmodelle spiegeln jedoch einen Echtzeitmarkt\r\nohne Prognosefehler wider. Daher werden die Einnahmen aus dem\r\nIntradaymarkt und vermutlich auch aus den Regelreserve- und\r\nRegelenergiemärkte vernachlässigt.11 Durch die reduzierte Wirtschaftlichkeit\r\nder Flexibilitätsoptionen im Modell fallen Investitionen in diese Technologien\r\ngeringer aus als in der Realität bzw. in einem Modell, dass diese Prognosefehler\r\nabbildet. Der Nutzen dieser Flexibilitätsoptionen geht jedoch über die\r\nBewirtschaftung von Prognosefehlern hinaus. Wenn diese Flexibilitätsoptionen\r\nam Markt verfügbar sind, dann können sie auch zur Bewirtschaftung von\r\nLastspitzen genutzt werden und somit zur effizienten Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit beitragen.\r\nWenn diese zunehmenden\r\nKostensenkungspotenziale und der\r\nentsprechend wachsende\r\ntechnoökonomische Lösungsraum\r\naufgrund zentraler Planungsprozesse\r\nnicht berücksichtigt oder sogar verdrängt\r\nwerden, sinkt die Kosteneffizienz des\r\nStromsystems. Dabei ist die Nutzung\r\ndieser Innovationspotenziale der Schlüssel für ein kosteneffizientes\r\nStromsystem, das im Wettbewerb mit anderen Technologien niedrigere\r\nStrompreise ermöglicht. Im globalen Wettbewerb um kostengünstige\r\n11 Die Auswirkung der Modellstruktur ist vergleichbar mit der Vernachlässigung des Terminmarktes bei der\r\nBewirtschaftung der Investitionsrisiken von Gaskraftwerken.\r\nDIE KOSTENSENKUNGSPOTENZIALE\r\nINNOVATIVER TECHNOLOGIEN\r\nWERDEN BEI ZENTRALER PLANUNG\r\nUND IN DEN MODELLEN\r\nVERNACHLÄSSIGT, OBWOHL SIE IN\r\nDER REALITÄT DER ENTSCHEIDENDE\r\nFAKTOR FÜR KOSTENEFFIZIENZ SIND.\r\nMODELLIERUNG\r\n74\r\nStandortfaktoren verliert Europa – und im speziellen Deutschland – im\r\nZeitverlauf zunehmend an Attraktivität, wenn Kostensenkungspotenziale nicht\r\ndurch ein technologie- und innovationsoffenes Marktdesign genutzt werden.\r\n5.2.4 Die Inputannahmen kreieren eine selbsterfüllende\r\nProphezeiung\r\nIn diesem Abschnitt diskutieren wir eine Reihe von Inputannahmen, die in\r\nKombination mit den methodischen Annahmen und den BESS-Annahmen die\r\nErgebnisse der Modellierung verzerren. Zunächst weisen wir jedoch in der\r\nInfobox auf einen wichtigen Zusammenhang zwischen der VOLL-Berechnung –\r\ndie für den Zuverlässigkeitsstandard relevant ist – und der Berücksichtigung der\r\nNachfrageflexibilität in der Modellierung hin.\r\nINFOBOX: WECHSELWIRKUNG ZWISCHEN LASTFLEXIBILITÄT UND VOLL\r\nGemäß der ACER-Methodik sollten preiselastische Verbraucher nicht in die VOLLBerechnung (Value of Lost Load) einfließen, da sie ihre Nachfrage freiwillig\r\nreduzieren können und daher nicht von einem unfreiwilligen Lastabwurf der ÜNB\r\nbetroffen wären.\r\nDefinitionsgemäß haben preiselastische Verbraucher eine unterdurchschnittliche\r\nZahlungsbereitschaft, da sie ihr Verbrauchsverhalten am Strompreis ausrichten.\r\nDementsprechend stehen sie am Anfang der nachfrageseitigen Merit-Order und\r\nreduzieren ihre Nachfrage, wenn der Strompreis ihre Zahlungsbereitschaft\r\nübersteigt.\r\nWenn Verbraucher mit einer niedrigen Zahlungsbereitschaft bei der VOLLBerechnung ausgenommen sind, steigt folglich der VOLL. Je mehr preiselastische\r\nVerbraucher auf den Strompreis reagieren, desto höher ist die durchschnittliche\r\nZahlungsbereitschaft derjenigen, die von einem unfreiwilligen Lastabwurf betroffen\r\nwären.\r\nBei der Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (Loss of Load Expectation –\r\nLOLE) wird der CONE (Cost of New Entry) durch den VOLL geteilt. Daraus folgt, dass\r\nein Anstieg des VOLL zu einer Absenkung des Zuverlässigkeitsstandards führt. Ein\r\nniedriger Zuverlässigkeitsstandard wird leichter verletzt, wodurch staatliche\r\nEingriffe gerechtfertigt werden können.\r\nEs sei denn, die preiselastische Nachfrage wird im Modell angemessen\r\nberücksichtigt. Bei ausreichender Nachfrageflexibilität im Modell steigt die \r\nMODELLIERUNG\r\n75\r\nWahrscheinlichkeit einer freiwilligen Markträumung und es kommt nicht zu\r\nunfreiwilligem Lastabwurf. Aus diesem Grund ist eine angemessene\r\nBerücksichtigung der Lastflexibilität von herausragender Bedeutung für die\r\nModellierung der Versorgungssicherheit.\r\nUnseres Erachtens eignet sich der Nachweis über die Berechnung des\r\nZuverlässigkeitsstandards und der Modellierung der Versorgungssicherheit\r\ngrundsätzlich nicht für die Begründung staatlicher Eingriffe, u. a. weil sie\r\nunterschiedliche Zeiträume und damit unterschiedliche Technologien\r\nberücksichtigen.\r\nDie Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards (ILR und BNetzA, 2021) beruht\r\nvermutlich auf VOLL-Daten aus 2018 oder 2019. Die Modellierung der\r\nVersorgungssicherheit adressiert im ERAA 2025 die Jahre 2028 bis 2035. In diesen\r\nzehn bis 17 Jahren verändern sich nicht nur die wirtschaftlichen\r\nRahmenbedingungen deutlich. Auch der technologische Fortschritt ermöglicht\r\nbspw. in Form von Batterie- und Wärmespeichern deutliche Ausweitungen der\r\nexpliziten Lastflexibilität der Industrie und eine Steigerung der impliziten\r\nLastflexibilität (Heimspeicher, Elektroautos, Wärmepumpen).\r\nDie Ergebnisse der Modellierung sollten daher vor dem Hintergrund dieser\r\nzeitlichen Inkonsistenz interpretiert werden. In jedem Fall ist jedoch eine\r\nangemessene Berücksichtigung flexibler Verbraucher im Modell unerlässlich.\r\nDaher liegt ein Schwerpunkt der Analyse auf der Abbildung der Lastflexibilität in der\r\nModellierung.\r\nWir besprechen im Folgenden die Annahmen und Folgewirkungen der expliziten\r\nLastflexibilität und anschließend eine Auswahl relevanter Aspekte der impliziten\r\nLastflexibilität.\r\n5.2.4.1 Explizite Lastflexibilität\r\nLastflexibilität übernimmt durch ihre Preiselastizität in einer\r\nmarktwirtschaftlichen Organisation mehrere wichtige Rollen:\r\n• Durch die Reaktion der Nachfrage auf die Strompreise trägt sie zur\r\nVersorgungssicherheit bei, indem sie in Knappheitssituationen zur\r\nfreiwilligen Markträumung beiträgt.\r\n• In den Situationen, in denen die Nachfrage den Preis setzt, übersteigen\r\ndie Strompreise die kurzfristigen Grenzkosten der\r\nErzeugungskapazitäten. Durch die Preissetzung der Nachfrage können \r\nMODELLIERUNG\r\n76\r\ndie Grenzkraftwerke in diesen Situationen entsprechend des Peak-LoadPricing-Modells einen Deckungsbeitrag erwirtschaften.\r\n• In knappen Marktsituationen können marktmächtige Unternehmen die\r\nPreise beeinflussen. Der zusätzliche Wettbewerb durch preiselastische\r\nVerbraucher beschränkt das Missbrauchspotenzial marktmächtiger\r\nUnternehmen, wodurch auch die anderen Verbraucher vor\r\nunverhältnismäßigen Kostensteigerungen geschützt werden.\r\nIn einem Strommarktmodell sind die Annahmen über das Potenzial flexibler\r\nVerbraucher und ihre Preiselastizität von herausragender Bedeutung. Sie\r\nentscheiden darüber, ob sich Investitionen in Erzeugungsanlagen refinanzieren\r\nkönnen und ob die freiwillige Markträumung in ausreichendem Maße möglich\r\nist, um unfreiwilligen Lastabwurf zu verhindern. Abbildung 19 vergleicht das\r\nPotenzial expliziter Lastflexibilität im ERAA (2025) zwischen ausgewählten\r\nLändern.\r\nAbbildung 19: Ländervergleich des expliziten Lastflexibilitätspotenzials\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2025).\r\nAbbildung 19 zeigt, dass das Potenzial für explizite Lastflexibilität in\r\nDeutschland trotz des hohen industriellen Anteils an der Wertschöpfung\r\nvergleichsweise klein ausfällt. Die Annahmen für Deutschland basieren u. a. auf \r\nMODELLIERUNG\r\n77\r\nder Berechnung zur Herleitung des Zuverlässigkeitsstandards (ILR und BNetzA,\r\n2021) und sind unseres Erachtens nicht für die Abbildung von expliziter\r\nLastflexibilität in einem Strommarktmodell geeignet. Es ist nicht\r\nnachvollziehbar, weswegen Deutschland gegenüber den dargestellten Ländern\r\ntrotz einer höheren Stromnachfrage und einer größeren industriellen Basis\r\nkleinere Potenziale für die explizite Nachfrageflexibilität aufweist. Zum\r\nVergleich: Die Kombination aus Lastflexibilität der Industrie und GHD wächst im\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA von 6,2 GW in 2028 auf 12,3 GW in\r\n2035.\r\nDer absolute Vergleich zwischen den dargestellten Ländern vernachlässigt\r\njedoch die Unterschiede der Stromnachfrage. Abbildung 20 stellt das Potenzial\r\nder expliziten Lastflexibilität im Verhältnis zur Spitzenlast der jeweiligen Länder\r\ndar.\r\nAbbildung 20: Anteil des Lastflexibilitätspotenzial an der Spitzenlast\r\nQuelle: Eigene Berechnung, Daten von ERAA (2025).\r\nAbbildung 20 bestätigt, dass die Annahmen über die explizite Lastflexibilität in\r\nDeutschland vergleichsweise gering ausfallen. In Abbildung 16 wurde deutlich, \r\nMODELLIERUNG\r\n78\r\ndass die LOLE-Werte für Deutschland stark vom betrachteten Szenario\r\nabhängen. Im Hurdle+Cap-Szenario sind die die LOLE-Werte relativ hoch. Wie\r\nwir in Abschnitt 5.2.2 beschrieben haben, halten wir jedoch die einseitigen\r\nAnnahmen zur erschwerten Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen nicht für\r\ngerechtfertigt. Bereits im ebenfalls konservativen Hurdle-Szenario fallen die\r\nLOLE-Werte signifikant ab. Bei der Betrachtung des Median-Wertes (P50), fällt\r\nauf, dass die LOLE-Grenze von 2,77 h/a nur im Jahr 2030 überschritten wird. Es\r\nist davon auszugehen, dass wenn die explizite Lastflexibilität für Deutschland in\r\neinem vergleichbaren Umfang, wie bei den anderen Ländern oder im\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA verfügbar wäre, dann dürfte der\r\nLOLE-Wert ebenfalls unter den Zuverlässigkeitsstandard von 2,77 h/a fallen.\r\nWenn auf der anderen Seite die Investitionsbedingungen für Gaskraftwerke\r\nanstelle der einseitigen erschwerten Wirtschaftlichkeitsfaktoren eine\r\nrealistischere Bandbreite berücksichtigen würden, dann dürften die LOLEWerte bei einer zusätzlichen Berücksichtigung realistischer Werte für die\r\nexplizite Nachfrageflexibilität deutlich unter den Zuverlässigkeitsstandard\r\nfallen.\r\nDas Potenzial der expliziten Lastflexibilität ist jedoch nur ein Aspekt, der für die\r\nFähigkeit zur Markträumung relevant ist. Ein zweiter Aspekt ist die Fähigkeit,\r\nPreise oberhalb der kurzfristigen Erzeugungskosten des Grenzkraftwerks zu\r\nsetzen, um Deckungsbeiträge für dessen Refinanzierung zu ermöglichen.\r\nIn Abbildung 4 haben wir eine illustrative nachfrageseitige Merit-Order auf Basis\r\nder Bruttowertschöpfung pro MWh dargestellt. In dieser Darstellung wurde\r\nersichtlich, dass die Wertschöpfung, und damit die Zahlungsbereitschaft je\r\nEnergieeinheit sehr heterogen sind. Die Berücksichtigung einer realistisch\r\ngroßen Bandbreite flexibler und damit preiselastischer Nachfrage in einem\r\nStrommarktmodell ist die Voraussetzung für die Refinanzierbarkeit von\r\nErzeugungstechnologien.\r\nPreiselastizität ist ein entscheidender Feedbackmechanismus\r\nselbstregulierender Märkte, der die Bildung eines Marktgleichgewichts\r\nermöglicht. Im Gleichgewicht führt die Preissetzung durch preiselastische\r\nVerbraucher zu genügend Deckungsbeiträgen auf dem Spot- und Terminmarkt,\r\num Erzeugungskapazitäten zu refinanzieren. Abbildung 21 stellt illustrativ dar,\r\nwie flexible Nachfrager in einer knappen Marktsituation den Preis setzen, und\r\ndadurch die Refinanzierung der Erzeugungsleistung ermöglichen.\r\nMODELLIERUNG\r\n79\r\nAbbildung 21: Die Rolle der Preiselastizität für Deckungsbeiträge\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nIn Abbildung 21 wird ersichtlich, dass eine große Bandbreite flexibler\r\nNachfrager, die ihre Zahlungsbereitschaft in Form einer nachfrageseitigen MeritOrder ausdrücken, die Refinanzierung der Fixkosten ermöglichen können. Bei\r\ndieser Betrachtung sollte berücksichtigt werden, dass der technologische\r\nFortschritt eine kontinuierliche Ausweitung der expliziten und impliziten\r\nLastflexibilität ermöglicht.\r\nAuf Basis angebotsseitiger Investitions- und Einsatzkosten und\r\nnachfrageseitigen Zahlungsbereitschaften bildet sich ein Marktgleichgewicht, in\r\ndem die Deckungsbeiträge das letzte verfügbare Kraftwerk refinanzieren. In den\r\nwenigen Nachfragesituationen, die über dieses Marktgleichgewicht\r\nhinausgehen, ermöglichen flexible Verbraucher auf Basis ihrer\r\nZahlungsbereitschaft die freiwillige Markträumung.\r\nDie Voraussetzungen für ein Marktgleichgewicht in einem Strommarktmodell\r\nsind sowohl ein realistisches Potenzial für die Nachfrageflexibilität als auch eine\r\nhinreichend heterogene nachfrageseitige Merit-Order, die die große Bandbreite\r\nder Zahlungsbereitschaften angemessen widerspiegelt. Abbildung 22 stellt die\r\nAktivierungspreise der expliziten Nachfrageflexibilität ausgewählter Länder und\r\nder Defaultwerte im ERAA (2025) dar. \r\nMODELLIERUNG\r\n80\r\nAbbildung 22: Fähigkeit der Lastflexibilität zur Preissetzung\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2025).\r\nIn Abbildung 22 wird ersichtlich, dass die Annahmen zur Zahlungsbereitschaft\r\nflexibler Verbraucher in Deutschland keiner nachfrageseitigen Merit-Order\r\nentsprechen. GHD reduzieren ihre Nachfrage bei einem inframarginalen Preis\r\nvon 12 EUR/MWh und industrielle Verbraucher bei einem Preis von 523\r\nEUR/MWh. Die Werte stammen u. a. aus der Berechnung des\r\nZuverlässigkeitsstandards (ILR und BNetzA, 2021) und sind nicht für die\r\nrealitätsnahe Abbildung flexibler Verbraucher in einem Strommarktmodell\r\ngeeignet. Die Default-Werte und die niederländischen Werte lassen eine\r\nnachfrageseitige Merit-Order erkennen, die bei vergleichbaren Werten in\r\nDeutschland voraussichtlich dazu in der Lage wäre, ein markträumendes\r\nMarktgleichgewicht zu ermöglichen.\r\nDamit sich ein Marktgleichgewicht einstellen kann, ist es jedoch auch\r\nnotwendig, dass das verfügbare Lastflexibilitätspotenzial in realitätsnahem\r\nUmfang genutzt werden kann. Einerseits wird durch den Einsatz eine\r\nMarkträumung ermöglicht. Andererseits kann die Preissetzung zur Finanzierung\r\nder Erzeugungstechnologien beitragen. Abbildung 23 stellt dar, wie häufig die\r\nexplizite Lastflexibilität im Modell eingesetzt werden kann. \r\nMODELLIERUNG\r\n81\r\nAbbildung 23: Abrufhäufigkeit der expliziten Lastflexibilität\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA 2025.\r\nIn Abbildung 23 ist ersichtlich, dass die Nachfrageflexibilität von GHD und\r\nIndustrie zwei Mal im Jahr eingesetzt werden kann. Das bedeutet, dass\r\ninsbesondere die industrielle Lastflexibilität zwei Mal im Jahr dazu bereit ist, bei\r\neinem Preis von 523 EUR/MWh die Nachfrage zu reduzieren. Die Default-Werte\r\nliegen bei sechs und die niederländischen Werte zwischen 23 und 24.\r\nÜbertragen auf die Realität bedeutet das, dass Netzbetreiber Last abwerfen\r\nmüssten, wenn die Industrie ihre Nachfrage bereits zwei Mal reduziert hat.\r\nObwohl sie eine Zahlungsbereitschaft von lediglich 523 EUR/MWh haben und\r\ntechnisch dazu in der Lage sind, könne sie ihre Nachfrage kein weiteres Mal\r\nreduzieren, wenn beispielsweise im bilateralen Handel\r\nBilanzkreisverantwortliche dazu bereit wären 20.000 EUR/MWh zu bezahlen, um\r\nihren Bilanzkreis auszugleichen. Diese Annahme untergräbt die ökonomische\r\nLogik von Lastflexibilität zur Ermöglichung eines Marktgleichgewichts.\r\nZwischenfazit zur expliziten Lastflexibilität\r\nIn angebotsbeschränkten Märkten setzt die Zahlungsbereitschaft der Nachfrage\r\nden Preis. Bei den vorgegebenen Annahmen für die deutsche\r\nNachfrageflexibilität können flexible Verbraucher ihre Zahlungsbereitschaft \r\nMODELLIERUNG\r\n82\r\nnicht signalisieren. Das ist jedoch kein Marktversagen, sondern ein\r\nModellartefakt, das auf einer unzureichenden Datenaufbereitung basiert. Denn\r\ndie BNetzA nutzt für den Versorgungssicherheitsbericht ein deutlich größeres\r\nPotenzial für die Lastflexibilität. Die nachfrageseitige Merit-Order in Abbildung 4\r\ndeutet eine Zahlungsbereitschaft an, die eher den niederländischen Werten\r\nähnelt. Wenn Stromnachfrager ihre Zahlungsbereitschaft in einer hohen\r\nGranularität signalisieren können, dann werden ausreichend Anreize für\r\nInvestitionen in steuerbare Erzeugungsanlagen gesetzt. Wenn das Modell diese\r\nMarktdynamik nicht abbildet, sind die Ergebnisse nicht objektiv belastbar und\r\nhalten einer kritischen Prüfung nicht stand.\r\n5.2.4.2 Implizite Lastflexibilität\r\nDie implizite Lastflexibilität setzt sich aus Heimspeichern, Elektroautos und\r\nWärmepumpen zusammen. In der Realität können Verbraucher ihre\r\nZahlungsbereitschaft durch ihr Verbrauchsverhalten ausdrücken,\r\nbeispielsweise indem sie ihren Verbrauch in kostengünstigere Zeiten\r\nverschieben, oder indem sie bei hohen Preisen auf den Konsum verzichten. Wie\r\nauch bei der expliziten Lastflexibilität kann durch preiselastisches Verhalten die\r\nWahrscheinlichkeit einer Markträumung gesteigert werden. Die resultierenden\r\nPreise oberhalb der Grenzkosten des Grenzkraftwerks können in diesen\r\nSituationen zu dessen Finanzierung beitragen. Im Folgenden diskutieren wir, wie\r\nimplizite Lastflexibilität im Modell behandelt wird. Anschließend besprechen wir\r\ndie Annahmen zu den einzelnen Technologien.\r\nAbbildung 24 zeigt eine Übersicht, wie verschiedene Kategorien der\r\nNachfrageflexibilität im ERAA-Strommarktmodell berücksichtigt werden.\r\nAbbildung 24: Übersichtschema der Nachfrageflexibilität im ERAA 2025\r\nQuelle: Eigene Darstellung.\r\nMODELLIERUNG\r\n83\r\nWie im letzten Abschnitt besprochen, wird die explizite Lastflexibilität\r\npreiselastisch eingesetzt, indem die Last reduziert wird, sobald der Strompreis\r\ndie Zahlungsbereitschaft übersteigt. Die implizite Lastflexibilität wird in einen\r\npreissensitiven und einen fixierten Anteil unterteilt. Der fixierte Anteil wir als Teil\r\nder festen Nachfragestruktur behandelt. Dieser fixierte Anteil der impliziten\r\nLastflexibilität wird der vorgegebenen Nachfragestruktur zugeschlagen und\r\ndanach nicht mehr im Modell optimiert.\r\nBeim preissensitiven Anteil unterscheiden sich die Herangehensweisen bei\r\nHeimspeichern von denen von Elektroautos und Wärmepumpen. Der\r\npreissensitive Anteil der Heimspeicher wird den Großspeichern zugeschlagen\r\nund im normalen Marktgeschehen optimiert. Der preissensitive Anteil der\r\nimpliziten Nachfrageflexibilität von Elektroautos und Wärmepumpen reagiert\r\nauf Preise, um den Bezug zu optimieren, er setzt aber keine Preise, die eine\r\nZahlungsbereitschaft widerspiegeln. Diese Technologien können im Modell\r\nihren Verbrauch lediglich innerhalb fester sechs- und zwölf-Stunden-Zeitfenster\r\nverschieben. Dadurch können sie zwar\r\ndie Preise reduzieren, sie können aber\r\ndurch das Signalisieren einer\r\nZahlungsbereitschaft nicht Preise\r\noberhalb der Grenzkosten der letzten\r\nErzeugungstechnologie setzen, um zu\r\nihrer Refinanzierung beizutragen.\r\nDadurch ist die Preisbildung im Modell unvollständig. Denn ein Lastverzicht\r\ndezentraler Verbrauchstechnologien ist nicht vorgesehen. Im Gegensatz zu\r\ndieser Modellabbildung führt beispielsweise der TEMPO-Tarif von EDF in\r\nFrankreich an teuren Tagen zu einer Nachfragereduktion von 23 Prozent (EDF,\r\n2026). Wenn Verbraucher ihre Zahlungsbereitschaft im Modell nicht ausdrücken\r\nkönnen, ist die Refinanzierbarkeit von Spitzenlastkraftwerken aufgrund der\r\nModellierungsannahmen eingeschränkt.\r\nDie Diskussion in diesem Abschnitt zeigt nicht nur, dass die Ergebnisse der\r\nModellierung ungeeignet sind, staatliche Markteingriffe in Form von\r\nKapazitätsfördermechanismen zu rechtfertigen. Sie zeigen auch, dass\r\nMarktreformen die bestehenden Ressourcen für den Strommarkt nutzbar\r\nmachen können. Die Absicherungspflicht reizt die Einbindung bestehender\r\nFlexibilitätspotenziale für die Absicherung und Optimierung der\r\nStromversorgung an.\r\nDIE IMPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT KANN\r\nIHRE ZAHLUNGSBEREITSCHAFT NICHT\r\nANGEMESSEN SIGNALISIEREN,\r\nWODURCH EINE WICHTIGE ROLLE IM\r\nMARKT NICHT BERÜCKSICHTIGT WIRD.\r\nMODELLIERUNG\r\n84\r\nHeimspeicher\r\nHeimspeicher können dazu beitragen, die Nachfrage eines Haushalts zeitlich zu\r\nverschieben. Damit diese Verschiebung einen Nutzen für den Markt entfaltet, ist\r\neine Exponierung gegenüber den Großhandelspreisen notwendig. Abbildung 25\r\nstellt dar, wie hoch die Leistung der Heimspeicher ist, die in Deutschland und\r\nItalien am Markt eingesetzt wird und welche Leistung nicht am Markt optimiert\r\nwird.\r\nAbbildung 25: Ländervergleich von Heimspeichern im Strommarkt\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2025).\r\nAbbildung 25 zeigt, dass nur ein kleiner Teil der Heimspeicher in Deutschland\r\nanhand des Großhandelspreises optimiert:\r\n• 2028: 3 %\r\n• 2030: 9 %\r\n• 2033: 18 %\r\n• 2035: 24 %\r\nIm Gegensatz dazu werden in Italien alle Heimspeicher am Strommarkt\r\neingesetzt. Der Nicht-Markt Anteil der Heimspeicher wird in der ERAA-Methodik\r\nweiter unterteilt in preissensitive Batterien und in der vorgegebenen Laststruktur\r\nfixierte Batterien. Abbildung 26 stellt die Anteile von Deutschland und\r\nÖsterreich gegenüber die als Nicht-Markt-Heimspeicher als implizite\r\nLastflexibilität optimiert werden können.\r\nMODELLIERUNG\r\n85\r\nAbbildung 26: Ländervergleich preissensitiver Heimspeicher als implizite\r\nLastflexibilität\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2025).\r\nWährend in Österreich ein wachsender Anteil der Heimspeicher als implizite\r\nLastflexibilität optimiert wird, verbleibt der Anteil in Deutschland bei null. Das\r\nbedeutet, dass im Modell in Knappheitssituationen Last abgeworfen wird,\r\nobwohl 22 GW Heimspeicher im Jahr 2028 verfügbar sind, 27,2 GW im Jahr 2030,\r\n33,3 GW im Jahr 2033 und 36,3 GW im Jahr 2035. Wenn in der Realität\r\nLastabwurf mit den entsprechenden Preissignalen durchgeführt würde, gäbe es\r\ngroße Anreize, die verfügbaren Ressourcen im Markt zu nutzen.\r\nDie steigenden LOLE-Werte in der ERAA-Modellierung werden dazu genutzt,\r\nKapazitätsausschreibungen zu begründen. Mit Blick auf die Inputannahmen\r\nwird jedoch deutlich, dass die angemessene und effiziente Antwort in\r\nMarktreformen liegt, um die verfügbaren Ressourcen für den Markt nutzbar zu\r\nmachen.\r\nElektroautos\r\nElektroautos und Wärmepumpen werden als implizite Lastflexibilität ebenfalls\r\nin einen preissensitiven und einen in der Nachfragestruktur fixierten Anteil\r\nunterteilt. Abbildung 27 stellt die Aufteilung der beiden Kategorien für\r\nElektroautos dar.\r\nMODELLIERUNG\r\n86\r\nAbbildung 27: Anteil preissensitiver Elektroautos in Deutschland\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA (2025).\r\nIm Modell wird Last abgeworfen, während Autos in Zeiten von Preisspitzen\r\ngeladen werden. Die in der Realität bestehende heterogene\r\nZahlungsbereitschaft taucht im Modell nicht als preiselastische Nachfrage auf.\r\nDie Unterteilung in lediglich zwei Gruppen ist ökonomisch nicht konsistent. Im\r\nModell ist eine kleine Gruppe preissensitiv und versucht die Ladekosten zu\r\nsenken und eine andere Gruppe hat eine unendliche Zahlungsbereitschaft.\r\nIn der Realität gibt es eine heterogene Bandbreite von Kostenoptimierern bis hin\r\nzu unendlicher Zahlungsbereitschaft. Die ökonomische Anreizwirkung des\r\nMarktes findet zwischen diesen beiden Extremen statt. Es gibt zweifelsohne eine\r\nnachfrageseitige Merit-Order für das Laden von Elektroautos, in der einige\r\nMenschen bei 100 EUR/MWh den Ladevorgang unterbrechen, einige bei 200\r\nEUR/MWh, einige bei 300 EUR/MWh, und zweifelsohne gibt es auch einige\r\nVerbraucher die situativ über 1.000 EUR/MWh bezahlen würden. Aber die\r\nmeisten Menschen haben eine begrenzte Zahlungsbereitschaft, die sich in Form\r\neiner nachfrageseitigen Merit-Order ausdrückt und die zur Markträumung und\r\nRefinanzierung von Erzeugungstechnologien beiträgt.\r\nEin Hinweis auf die Preiselastizität stammt von einer Analyse zu dynamischen\r\nNetzentgelten (Neon, 2026). Für Privatkunden spielt es jedoch keine Rolle, ob\r\nder zeitliche Preisunterschied auf Großhandelspreisen oder Netzentgelten\r\nbasiert. Beim öffentlichen Laden führt eine Preisreduktion von 20 ct/kWh dazu,\r\ndass bis zu 30% der Ladevorgänge aktiv in netzdienliche Zeitfenster verlagert\r\nwurden. Das bedeutet, wenn der Strompreis um 200 EUR/MWh steigt, reduziert \r\nMODELLIERUNG\r\n87\r\nsich die Anzahl der Ladevorgänge um 30 %. Wenn zu Hause geladen wird,\r\nverschieben sich 70% der Ladevorgänge und ca. 20 % der geladenen Energie.\r\nINFOBOX: EIN ÖKONOMISCHES MODELL MUSS GRUNDSÄTZLICHE\r\nMARKTWIRTSCHAFTLICHE WIRKMECHANISMEN ABBILDEN\r\nMärkte tendieren wie die meisten komplexen Systeme zu einem Gleichgewicht. Das\r\npreiselastische Verbrauchsverhalten ist ein Feedbackmechanismus, der ein\r\nGleichgewicht zwischen Nachfragereduktion auf Basis einer begrenzten\r\nZahlungsbereitschaft und einer Ausweitung des Angebots durch den Bau von\r\nErzeugungstechnologien anreizt.\r\nWenn ein Strommarktmodell diesen grundlegenden marktwirtschaftlichen\r\nWirkmechanismus nicht abbildet, dann muss es den Lastabwurf nutzen.\r\nSelbstverständlich muss jedes Modell Vereinfachungen vornehmen. Aber der\r\nmarktwirtschaftliche Feedbackmechanismus der Preiselastizität ist ein\r\nessenzieller Bestandteil von Märkten. Der Lastabwurf des Modells ist ein Ergebnis,\r\ndas in der Realität durch eine Vielzahl von Marktanpassungen weitestgehend\r\nvermieden wird. Denn wenn die entsprechenden Preissignale auftreten, werden\r\nMarktakteure aktiv, die mit ihren innovativen Angeboten Verbrauchern\r\nKostenersparnisse ermöglichen.\r\nKosteneffiziente Innovationen können in der Realität auf vielfältige Weise\r\ngeschehen. So können beispielsweise Ladeparks mit zusätzlichen Batterien\r\nausgestattet werden, die über Clubmitgliedschaften finanziert werden und in\r\nknappen Zeiten einen Preisaufschlag für das Laden verlangen, der dennoch\r\nunter dem aktuellen Spotpreis liegt. Hohe Preise steigern die Bedürftigkeit der\r\nVerbraucher und damit die Kreativität der Problemlöser. Daher entstehen\r\nInnovationen häufig in Krisenzeiten. Im Ergebnis profitieren Verbraucher\r\nlangfristig von innovativen kosteneffizienten Technologien und\r\nGeschäftsmodellen.\r\nWärmepumpen\r\nDas Muster, dass wir bei Elektroautos gesehen haben, wird auch bei\r\nWärmepumpen sichtbar. Auch hier wird die implizite Lastflexibilität in einen\r\npreissensitiven und einen fixierten Anteil unterteilt. Abbildung 28 stellt die\r\npreissensitiven Anteile von Deutschland, der Schweiz und Finnland gegenüber.\r\nMODELLIERUNG\r\n88\r\nAbbildung 28: Ländervergleich preissensitiver Wärmepumpen\r\nQuelle: Eigene Darstellung, Daten von ERAA 2025.\r\nIn Abbildung 28 wird ersichtlich, dass sich die preissensitiven Anteile zwischen\r\nden drei betrachteten Ländern deutlich unterscheiden. Während im Jahr 2028\r\n62 % der Wärmepumpen in der Schweiz auf den Strompreis reagieren, liegt der\r\npreissensitive Anteil in Deutschland lediglich bei 3 %.\r\nWenn man sich in die Modellwelt hineinversetzt, findet in der Zeitspanne von\r\n2028 bis 2035 in zunehmendem Maße Lastabwurf bei sehr hohen Preisen statt,\r\nwährend Verbraucher unbekümmert ihre Häuser und Wohnungen bis zur\r\nWohlfühltemperatur beheizen. Dabei gibt es einen graduellen Verlauf zwischen\r\ngewünschter Heiztemperatur und Verschwendung durch unbenutzte und\r\nunnötig warm beheizte Räume. Im Zuge der Energiekrise 2022 haben viele\r\nMenschen ihre Heizungen etwas herunter gedreht und zusammen mit\r\nGewerbetreibenden ca. 21 Prozent Gas eingespart (BNetzA, 2023). Dieses\r\nVerhalten ist gelebte Preiselastizität. In Situationen, in denen im Modell\r\nregelmäßig Preisspitzen mit Lastabwurf auftreten, werden in der Realität am\r\nMarkt Angebote platziert, die Heizkosten reduzieren können und somit\r\nPreisspitzen und Lastabwurf reduziert werden. \r\nMODELLIERUNG\r\n89\r\n5.2.5 Zwischenfazit: Modellierung der Versorgungssicherheit\r\nBei der Interpretation der Modellergebnisse wird durch die ansteigenden LOLEWerte der Weg für zentral geplante Kapazitätsfördermechanismen geöffnet. Der\r\nBlick auf die Inputannahmen verrät jedoch, dass eine Vielzahl bestehender\r\nRessourcen für die Steigerung der Kosteneffizienz und der\r\nVersorgungssicherheit durch Marktreformen nutzbar wäre. Abbildung 29 zeigt\r\ndie verfügbaren Potenziale, die im ERAA-Modell derzeit nicht zur Markträumung\r\ngenutzt werden können.\r\nAbbildung 29: Ungenutztes deutsches Flexibilitätspotenzial im ERAA 2025\r\nQuelle: Eigene Berechnungen, Daten von ERAA (2025) und BNetzA\r\n(2025).12\r\nAbbildung 29 zeigt die Ressourcen, die zur Markträumung genutzt werden\r\nkönnten, um eine freiwillige Markträumung anzureizen und Lastabwurf zu\r\nverhindern. Bei realitätsgerechter Berücksichtigung im Modell würden diese\r\nRessourcen Zahlungsbereitschaften signalisieren, die Erzeugungstechnologien\r\nüber Spot- und Terminmärkte refinanzieren können und gleichzeitig zur\r\nfreiwilligen Markträumung beitragen.\r\n12 Die Daten für Heimspeicher, Elektroautos und Wärmepumpen in Abbildung 29 beruhen auf den\r\nveröffentlichten ERAA-Daten. Die Daten für die explizite Lastflexibilität entsprechen der Differenz\r\nzwischen den Daten des Versorgungssicherheitsberichts der BNetzA (2025) und den ERAA-Werten.\r\nMODELLIERUNG\r\n90\r\nDie Art, wie diese Ressourcen im Modell genutzt werden, führt in Kombination\r\nmit den expliziten Preisobergrenzen, den Einnahmen-Caps und den HurdleRate-Aufschlägen für Gaskraftwerke zu einer selbsterfüllenden Prophezeiung.\r\nDie aus den Modellergebnissen und LOLE-Werten abgeleitete Konsequenz\r\nlautet, dass Kapazitätssubventionen notwendig werden. Das greift jedoch mit\r\nBlick auf die genutzten Methoden und Inputannahmen zu kurz.\r\nDie in Abbildung 29 dargestellten Ressourcen lassen sich durch Marktreformen\r\nerschließen, die Kapazitätssubventionen überflüssig machen würden. Nicht\r\nweil die verfügbaren Ressourcen steuerbare Erzeugungstechnologien\r\numfassend ersetzen können, sondern\r\nweil sie über das Signalisieren der\r\nverbrauchsseitigen\r\nZahlungsbereitschaft in Form\r\nverlässlicher Preise am Spot- und\r\nTerminmarkt steuerbare\r\nErzeugungstechnologien refinanzieren\r\nkönnen.\r\nDie Absicherungspflicht motiviert einen Suchprozess für effiziente\r\nFlexibilitätspotenziale. Indem diese Potenziale für die Absicherung und\r\nOptimierung der Stromversorgung genutzt werden, kann unfreiwilliger\r\nLastabwurf vermieden werden. Ein größerer Teil des Verbrauchs erhält die\r\nMöglichkeit, die eigene Preiselastizität durch das Verbrauchsverhalten und über\r\ndie Nachfrage nach Absicherungsprodukten zu signalisieren. Auf diese Weise\r\nentsteht am Spotmarkt eine nachfrageseitige Merit-Order mit feiner\r\nGranularität. Zur gleichen Zeit bildet sich auf dem Terminmarkt eine Nachfrage\r\nfür Absicherungsprodukte, die auf der signalisierten Zahlungsbereitschaft (inkl.\r\nRisikoprämie) aufbaut. Auf dieser Basis kann sich ein Marktgleichgewicht\r\nzwischen preiselastischen Verbrauchern und Investitionen in\r\nErzeugungstechnologien einstellen.\r\nDa die Absicherungspflicht einen größeren technologischen Lösungsraum als\r\nzentral geplante Kapazitätsfördermechanismen beinhaltet und offen für\r\ninnovative Technologien und Geschäftsmodelle ist, fallen die Systemkosten\r\ngeringer aus. Das gilt insbesondere, wenn man die Unsicherheit einer zentral\r\nadministrierten Nachfrageprognose und expliziten und impliziten\r\nTechnologiefestlegungen berücksichtigt. Die Anpassungen der\r\nNachfrageprognosen der letzten Jahre offenbaren das Ausmaß der Unsicherheit\r\nund das damit einhergehende Kostenrisiko. Die Kostensteigerungen durch\r\nzentrale Beschaffungsauktionen können nicht bewirtschaftet werden. Sie\r\nkönnen lediglich per Umlage sozialisiert werden.\r\nDIE INPUTANNAHMEN ZEIGEN, DASS\r\nBESTEHNDE RESSOURCEN DURCH\r\nMARKTREFORMEN EFFIZIENT NUTZBAR\r\nGEMACHT WERDEN KÖNNEN, ANSTATT\r\nKAPAZITÄTSSUBVENTIONEN\r\nEINZUFÜHREN.\r\nMODELLIERUNG\r\n91\r\nIn den US-Kapazitätsmärkten führen die fehleranfälligen 3-Jahresprognosen\r\ndazu, dass zukünftig auf Auktionen mit dreijähriger Vorlaufzeit verzichtet wird.\r\nDie KWS-Auktion hat einen fünfjährigen Vorlauf und die umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismen voraussichtlich einen vierjährigen Vorlauf.\r\nMit dem Nachweisprozess über den Zuverlässigkeitsstandard und die\r\nModellierung der Versorgungssicherheit wird die Karte zum Gebiet erklärt. Die\r\nBewertung basiert nicht mehr auf realen Entwicklungen, sondern auf\r\nModellannahmen, Modellmethoden und Modellartefakten. Das steht im\r\nWiderspruch zu dem Anspruch aus Art. 23 Abs. 6 der Verordnung, nachdem die\r\nMethode auf transparenten, objektiven und nachprüfbaren Kriterien beruhen\r\nmuss.\r\nDie Absicherungspflicht bietet im Gegensatz zu zentral geplanten Prozessen die\r\nMöglichkeit, das dezentrale Wissen der Marktakteure zu nutzen, um ein sicheres\r\nund kosteneffizientes Versorgungssystem anzureizen. Wenn innovative\r\nTechnologien und Geschäftsmodelle, beispielsweise auf Basis einer\r\nzunehmenden Digitalisierung verfügbar werden, dann können sie sofort\r\nimplementiert werden, um die Kosten des Versorgungssystems zu senken. Im\r\nGegensatz dazu werden bei zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen\r\nmit 15-jährigen Zahlungsperioden und einer 5-jährigen Vorlaufzeit, die Kosten\r\nder administrativ präferierten Technologie für die nächsten 20 Jahre festgelegt.\r\nDiese 20-jährige Pfadabhängigkeit geht mit hohen Kostenrisiken einher, die den\r\nWirtschaftsstandort und den gesellschaftlichen Wohlstand nachhaltig\r\ngefährden.\r\nDie ausführliche Diskussion der Modelleigenschaften und Inputannahmen zeigt\r\nletztlich, weswegen planwirtschaftliche Ansätze einer marktwirtschaftlichen\r\nOrganisation unterlegen sind. Zentral festgelegte (Fehl-)Annahmen und das\r\nAushebeln von marktwirtschaftlichen Feedbackmechanismen führt zu\r\nkostenintensiven Fehlentwicklungen im Modell und in der Realität. Die in\r\nPlanungsprozessen genutzten Formeln erfordern das Einsetzen von Zahlen. Der\r\nGlaube, dass das Einsetzen von besseren Zahlen Fehlentwicklungen verhindern\r\nkann, ist ein Trugschluss, der ausführlich in der „Socialist Calculation Debate“\r\nbehandelt wurde und den Hayek als „Anmaßung von Wissen“ (siehe\r\nentsprechende Infobox) bezeichnete. Denn in diesem Planungsprozess gibt es\r\nInformationsasymmetrien und politökonomische Fehlanreize, u. a. durch\r\nRegulatory Capture und Rent-Seeking, die kosteneffizienten Entwicklungen\r\nentgegenwirken. \r\n6 Ökonomische und methodische Diskussion der\r\nbeihilferechtlichen Kriterien vor dem Hintergrund\r\nder Absicherungspflicht als Alternative\r\nIn diesem Kapitel diskutieren wir die beihilferechtlichen\r\nKriterien vor dem Hintergrund der Erkenntnisse aus\r\nKapitel 5 und der milderen und zielgenaueren Alternative\r\nin Form einer effektiven Absicherungspflicht. Damit eine\r\nbeihilferechtliche Genehmigung rechtssicher erfolgen\r\nkann, muss die Erforderlichkeit für einen zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismus belastbar\r\nerfolgen.\r\n6.1 ERFORDERLICHKEIT\r\nDie Erforderlichkeit für die Einführung von zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen muss nach 4.8.4.1 KUEBLL „angemessen\r\nanalysiert und quantifiziert“ werden. Dabei spielen der Zuverlässigkeitsstandard\r\nnach Art. 25 der Verordnung, die Abschätzung der Angemessenheit der\r\nRessourcen auf europäischer Ebene (Art. 23; ERAA von ENTSO-E) und auf\r\nnationaler Ebene (Art. 24; Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA)\r\nentscheidende Rollen. Die Bedeutung der quantitativen Analysen wird durch\r\ndas CISAF verstärkt, da der Nachweis des nicht erreichten\r\nZuverlässigkeitsstandards durch die zentralen Referenzszenarien für die\r\nAbschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene die\r\nPrüfung von einer inhaltlichen zu einer Verfahrensprüfung abschwächt. In\r\ndiesem Abschnitt diskutieren wir, dass die Prüfkriterien, die Methode und der\r\nPrüfprozess dem Anspruch des Art. 23 Abs. 6 der Verordnung der\r\ntransparenten, objektiven und nachprüfbaren Kriterien mit Blick auf die\r\nTragweite der Maßnahme und vor dem Hintergrund der milderen\r\nAlternativen nicht gerecht werden. Dafür diskutieren wir im folgenden\r\nAbschnitt die Methode und die Ergebnisse des Zuverlässigkeitsstandards und\r\nanschließend die Methoden, Annahmen und Ergebnisse des ERAA und des\r\nVersorgungssicherheitsberichts.\r\nZuverlässigkeitsstandard\r\nRandnummer 331 KUEBLL fordert: „Art und Ursachen der Schwierigkeiten in\r\nBezug auf die Stromversorgungssicherheit und der deshalb erforderlichen\r\nstaatlichen Beihilfen zur Gewährleistung dieser Stromversorgungssicherheit\r\nNICHT ERFORDERLICH\r\nUND NICHT GEEIGNET\r\nDer nicht belastbare Nachweis\r\neiner Erforderlichkeit und eine\r\nmildere und zielgenauere\r\nAlternative sprechen gegen\r\nKapazitätsfördermechanismen.\r\nKRITERIEN\r\n93\r\nmüssen angemessen analysiert und quantifiziert werden; dabei ist\r\ngegebenenfalls unter Bezugnahme auf den Zuverlässigkeitsstandard gemäß\r\nArtikel 25 der Verordnung (EU) 2019/943 auch zu ermitteln, wann und wo das\r\nProblem voraussichtlich auftreten wird.“\r\nWir haben in Kapitel 5 die methodischen Mängel und die unzureichenden\r\nAnnahmen des Zuverlässigkeitsstandards bereits ausführlich diskutiert. Der\r\nZuverlässigkeitsstandard basiert auf dem Produkt der VOLL- und CONE-Werte.\r\n• Die VOLL-Werte (ILR und BNetzA, 2021) basieren auf einer\r\nDurchschnittsbildung der Wertschöpfung, anstatt auf tatsächlichen\r\nZahlungsbereitschaften der relevanten Verbrauchsgruppen. Flexible\r\nbzw. preiselastische Verbraucher werden entgegen den Vorgaben aus\r\nACER (2020) Art. 7 Abs. 2a nicht berücksichtigt, obwohl die Daten u. a.\r\nfür den Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA verfügbar sind.\r\nZudem sind die Daten entgegen der Vorgabe aus ACER (2020) Art. 3\r\nAbs. 3 älter als fünf Jahre und daher nicht mehr auf dem aktuellen Stand.\r\nDas gilt insbesondere vor dem Hintergrund der deutlichen Veränderung\r\nder wirtschaftlichen Lage.\r\n• Die Bandbreite der VOLL-Werte verschiedener Länder zeigt, dass sie\r\nnicht objektiv belastbar sind: Schweden hat einen VOLL von 7.065\r\nEUR/MWh, die Niederlande haben einen VOLL von 68.887 EUR/MWh.\r\nDas entspricht einem Faktor von 9,75.\r\n• Die CONE-Werte sind ebenfalls entgegen der Vorgabe aus ACER (2020)\r\nArt. 9 Abs 2 älter als fünf Jahre und somit nicht mehr aktuell. Die\r\nDiskussion in Abschnitt 5.1 zeigt, dass aktuelle Daten deutlich von den\r\nAnnahmen aus IRL und BNetzA (2021) abweichen.\r\n• Die CONE-Werte für Gasturbinen unterscheiden sich zwischen den\r\nMitgliedsstaaten entsprechend ACER (2025) bis zu einem Faktor von 2,1.\r\nDiese Diskrepanz deutet darauf hin, dass eine belastbare Abschätzung\r\nder CONE-Werte durch einen administrativen Prozess nicht möglich ist.\r\nDas gilt umso mehr, wenn man die Vielzahl verschiedener innovativer\r\ntechnologischer Möglichkeit zur Speicherung und Verschiebung der\r\nStromnachfrage berücksichtigt, die in signifikanten Größenordnungen\r\nverfügbar sind (siehe Diskussion in Abschnitt 5.2.3 und 5.2.4).\r\nERAA und Versorgungssicherheitsbericht\r\nEntsprechend Randnummer 332 KUEBLL sollten Probleme mit der\r\nVersorgungssicherheit mit dem ERAA und entsprechend Randnummer 333\r\nKUEBLL mit dem nationalen Versorgungssicherheitsbericht im Einklang stehen.\r\nWir haben in Kapitel 5 ausführlich die große Bandbreite an Schwachstellen der \r\nKRITERIEN\r\n94\r\nHerangehensweise von ERAA und dem Versorgungssicherheitsbericht\r\ndiskutiert.\r\n• NACHFRAGE: Trotz einer Reduktion der Nachfrage um 10,5 % bis 11,6 %\r\nim ERAA 2025 gegenüber ERAA 2024 für das Jahr 2028 und einer damit\r\neinhergehenden Reduktion der Spitzenlast um 6,2 GW steigen die LOLEWerte im ERAA 2025 signifikant an. Daraus allein lässt sich ableiten,\r\ndass die Herangehensweise nicht robust ist. Einerseits ist die\r\nNachfrageprognose sehr unsicher. Andererseits führen mehrere\r\nmethodische Anpassungen in Kombination mit der Festlegung der\r\nInputannahmen im Sinne einer selbsterfüllenden Prophezeiung zu einer\r\nzwangsläufigen Versorgungslücke.\r\n• SPITZENLAST: Gegenüber dem Jahr 2025 steigt die Spitzenlast im ERAA\r\n2025 um 17,7 GW bis 2028 und 29,8 GW bis zum Jahr 2030 an.\r\nGegenüber dem ERAA 2024 sind das bereits Reduktionen der\r\nSpitzenlastprognose um 6,2 GW für das Jahr 2028 und 5,1 GW für das\r\nJahr 2030. Bis zum Jahr 2035 geht der ERAA 2025 von einer Steigerung\r\nder Spitzenlast von 57,9 GW aus. Das entspricht einer Steigerung der\r\nSpitzenlast von 5,8 GW in jedem Jahr bis zum Jahr 2035.\r\n• PREISOBERGRENZEN: Die Modell-Vorgaben zu expliziten\r\nPreisobergrenzen stehen im Widerspruch zu Art. 10 der\r\nStrombinnenmarktverordnung.\r\n• HURDLE-RATE: Die Modell-Annahmen zu Hurdle-Rate-Aufschlägen für\r\nGaskraftwerke steht in einem Spannungsverhältnis zur Bandbreite der\r\nInvestitionskalküle verschiedener Marktakteure. Die Absicherung durch\r\nEigenerzeugung oder die Bewirtschaftung eines Portfolios kann zu\r\nniedrigeren Renditeanforderungen führen.\r\n• EINNAHMEN-CAPS: Die Einnahmen-Caps für Gaskraftwerke\r\nwidersprechen der ökonomischen Logik von Optionswerten und der\r\nMotivation für Investitionen in Spitzenlastkraftwerke. Sie leisten häufig\r\neinen Beitrag zur Absicherung von Portfolios gegen Preisspitzen. Die\r\neinseitige Beschränkung von Einnahmen widerspricht dem\r\nInvestitionskalkül in diese Technologien.\r\n• TERMINMARKT: Die Modellierung vernachlässigt das Risikomanagement\r\ndurch Terminmärkte, obwohl das der bevorzugte Vermarktungsweg für\r\nGaskraftwerke ist. Die ERAA-Modellierung begründet Hurdle-RateAufschläge und Einnahmen-Caps durch das erhöhte Risiko der SpotVermarktung. In der Realität ist aber gerade die Stabilisierung von\r\nEinnahmen (inkl. Risikoprämie) die vorrangige Motivation für die\r\nVermarktung am Terminmarkt. Die Modellierung betrachtet daher die\r\nEinnahmen und die Versorgungsrisiken einseitig, ohne die in der Realität\r\nverfügbaren Werkzeuge für das Risikomanagement zu berücksichtigten. \r\nKRITERIEN\r\n95\r\nÜber diese fundamentalen Kritikpunkte an der Methodik diskutieren wir in\r\nAbschnitt 5.2 ebenfalls eine Vielzahl von einseitig gesetzten Annahmen, die\r\nnicht im Einklang mit einer realen Marktlogik stehen.\r\n• BATTERIESPEICHER: Zentrale Planung vernachlässigt zwangsläufig\r\ninnovative Entwicklungen, die jedoch entscheidend für die\r\nKosteneffizienz und damit für den Wohlstand sind. Beispielsweise führt\r\ntechnologischer Fortschritt derzeit zu starken Kostensenkungen für\r\nBatteriespeichersysteme (BESS). Der ERAA (2025) nimmt für das Jahr\r\n2028 Investitionskosten von 1.660 EUR/kW für einen 4h-Speicher an,\r\ndessen Kosten bis zum Jahr 2035 auf 1.386 EUR/kW sinken. Im Jahr 2025\r\nlagen die Kosten für einen 4h-BESS bereits bei 708 EUR/kW, also um den\r\nFaktor 2,3 unter der Annahme für 2028. Im Modell wird eine\r\nKostensenkung von 3 % pro Jahr angenommen. Allein im Jahr 2025 sind\r\ndie Kosten nach Energy Storage News (2025) um 31 % gesunken. Für das\r\nJahr 2035 wird BNEF mit einer Prognose für 2035 Kosten von 477\r\nEUR/kW zitiert, also um den Faktor 2,9 günstiger als die ERAA-Annahme.\r\nZudem werden bis zum Jahr 2035 lediglich 4h-Speicher im ERAA-Modell\r\nzugelassen, obwohl derzeit bereits vereinzelt 8h-Speicher gebaut\r\nwerden. Im Ergebnis führ das dazu, dass im Modell umfänglich Last\r\nabgeworfen wird und keine Investitionen in Batteriespeicher getätigt\r\nwerden (außer geringe Mengen in Spanien), obwohl in der Realität\r\nzweifelsohne zumindest Gewerbespeicher die eigene Stromversorgung\r\nabsichern dürften. Im Versorgungssicherheitsbericht der BNetzA werden\r\nentgegen dem Markttrend sogar BESS zurückgebaut, so dass nur ca. 810\r\nMW verfügbar sind. Wenn Modellergebnisse in signifikantem Umfang von\r\nrealen Entwicklungen abweichen, sollten sie nicht für die Einführung von\r\nMaßnahmen genutzt werden, die kostenintensive Pfadabhängigkeiten\r\nund Marktverzerrungen mit sich bringen.\r\n• EXPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT: Flexible Verbraucher haben in der Realität\r\nund im Modell zwei Rollen. Sie ermöglicht in Knappheitssituationen die\r\nfreiwillige Markträumung und sie setzt über ihre Preiselastizität Preise,\r\ndie zur Refinanzierung von Kraftwerken über den Spot- und den\r\nTerminmarkt beitragen.\r\no Die explizite Lastflexibilität im Verhältnis zur Spitzenlast beträgt in\r\nUK im Jahr 2035 beispielsweise 16,7 %. In Schweden liegt der\r\nentsprechende Wert bei 31 %. In Deutschland hingegen bei\r\nlediglich 1,9 %. Daher ist die freiwillige Markträumung ebenso wie\r\ndie Refinanzierung von Kraftwerken in Deutschland deutlich\r\nerschwert. \r\nKRITERIEN\r\n96\r\no Das gilt umso mehr, weil diese Flexibilität nur zwei Mal im Jahr\r\ngenutzt werden kann. In den Niederlanden kann die explizite\r\nLastflexibilität hingegen 23 bis 24 Mal genutzt werden.\r\no Eine nachfrageseitige Merit-Order sollte die Bandbreite realer\r\nZahlungsbereitschaften widerspiegeln, damit sich ein\r\nGleichgewicht zwischen Lastflexibilität und Investitionen in\r\nKraftwerke einstellen kann. Die Default-Werte haben sechs\r\nPreisstufen in ihrer nachfrageseitigen Merit-Order. Die Niederlande\r\nhaben zehn Preisstufen. In Deutschland gibt es hingegen lediglich\r\neinen Preis, den die explizite Lastflexibilität zwei Mal im Jahr über\r\nden Grenzkosten von Gaskraftwerken setzen kann. Mit dieser\r\nKombination von Annahmen ist das marktwirtschaftliche\r\nFeedbacksystem der Preiselastizität im Modell faktisch\r\nausgeschaltet. Anstelle freiwilliger Lastflexibilität ist das Modell in\r\nKombination mit den restriktiven Investitionsbedingungen für\r\nGaskraftwerke gezwungen, Last abzuwerfen und dadurch den\r\nLOLE-Wert zu erhöhen. Das geschieht jedoch nicht auf Basis realer\r\nWechselwirkungen im Markt, sondern lediglich auf den einseitig\r\ngesetzten Modellannahmen.\r\n• IMPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT: Die implizite Lastflexibilität besteht im\r\nModell aus Heimspeichern, Elektroautos und Wärmepumpen. Die\r\ndezentrale Verbrauchsflexibilität geht mit der zunehmenden\r\nElektrifizierung einher und ist daher für die Kosteneffizienz und\r\nSicherheit des zukünftigen Stromsystems entscheidend.\r\no Heimspeicher sind im Modell im Jahr 2028 zu lediglich 3 %\r\npreissensitiv. Der Anteil steigt bis zum Jahr 2035 auf 24 %. Das\r\nbedeutet, dass im Jahr 2028 22 GW und im Jahr 2035 36,3 GW\r\nHeimspeicher nicht für die freiwillige Markträumung verfügbar sind.\r\nDas ist ein starker Hinweis darauf, dass sich Versorgungssicherheit\r\nkosteneffizient durch Marktreformen herbeiführen lässt, anstatt\r\ndurch tiefe Markteingriffe in Form von Kapazitätszahlungen.\r\nBeispielsweise lassen sich durch die Absicherungspflicht\r\ndezentrale Flexibilitätspotenziale zur Absicherung und\r\nBewirtschaftung der Stromversorgung nutzen.\r\no Das Beladen von Elektroautos folgt einer ähnlichen Logik. Im\r\nModell sind im Jahr 2028 lediglich 19 % der Elektroautos\r\npreissensitiv. Der Anteil steigt auf 31 % im Jahr 2035. Das bedeutet\r\njedoch, dass 13 GW im Jahr 2025 und 50 GW im Jahr 2035 nicht auf\r\ndie Preise reagieren, obwohl in einigen Situation die Preise so hoch\r\nsind, dass Netzbetreiber gezwungen sind, Last abzuwerfen. In der \r\nKRITERIEN\r\n97\r\nRealität dürfte es aufgrund der Heterogenität der Verbraucher eine\r\nnachfrageseitige Merit-Order mit sehr feiner Granularität geben,\r\nwas bedeutet, dass diese Verbraucher bei steigenden Preisen ihre\r\nNachfrage graduell reduzieren. Beispielsweise zeigt eine Analyse\r\nvon Neon (2026), dass sich bei einer Steigerung des Preises um\r\nlediglich 200 EUR/MWh die Anzahl der Ladevorgänge um 30 %\r\nreduziert.\r\no Bei Wärmepumpen zeigt sich ein ähnliches Bild. Im Jahr 2028 sind\r\nim Modell lediglich 3 % der Wärmepumpen in Deutschland\r\npreissensitiv. Der entsprechende Wert für die Schweiz liegt bei 61 %\r\nund für Finnland bei 22 %. Bis 2035 steigt der Wert für Deutschland\r\nlediglich auf 24 %. Mit Marktreformen, wie einer effektiven\r\nAbsicherungspflicht ließe sich der Anteil deutlich steigern, wodurch\r\neine freiwillige Markträumung ermöglicht würde.\r\n• ÖKONOMISCHE LOGIKLÜCKE: Die implizite Lastflexibilität im Modell\r\nwird lediglich als preissensitiv beschrieben. Das bedeutet, dass die\r\nNachfrage nur innerhalb eines kurzen Zeitfensters verschoben werden\r\nkann. In der Realität findet jedoch in der Regel auch ein freiwilliger\r\nLastverzicht statt, wenn man sich entscheidet, das Elektroauto einen\r\nTag später zu laden, oder einen Raum etwas weniger zu beheizen. Im\r\nTEMPO-Tarif von EDF (2026) sinkt die Nachfrage an hochpreisigen Tagen\r\nbeispielsweise um 23 %. Durch eine echte Preiselastizität werden\r\nZahlungsbereitschaften im Spot- und Terminmarkt sichtbar, die zu einer\r\nRefinanzierung von Kraftwerken beitragen können. Eine Marktreform, wie\r\ndie Absicherungspflicht, die preiselastischen Verbrauchern ermöglicht,\r\nihre Zahlungsbereitschaft durch explizite Vertragsbedingungen und\r\nVerhaltensanpassungen auszudrücken, kann daher die\r\nFunktionsfähigkeit des Strommarktes ursächlich stärken.\r\nKapazitätsfördermechanismen führen im Gegensatz eher dazu, dass\r\nbestehende Marktunvollkommenheiten verstärkt werden.\r\nDie Vielzahl methodischer und annahmengetriebener Verzerrungen in der\r\nModellierung der Versorgungssicherheit offenbart, dass die Methodik\r\nungeeignet ist, um reale Marktzusammenhänge darzustellen. Zentrale Planung\r\nist anfällig für Überkapazitäten und technologische Verzerrungen u. a. aufgrund\r\npolitökonomischer Fehlanreize (z. B. Rent-Seeking und Regulatory Capture).\r\nMithilfe von Marktreformen in Form einer effektiven Absicherungspflicht können\r\nMarktakteure verursachergerecht die Mengen- und Technologieentscheidungen\r\ntreffen und somit marktbasiert ein sicheres, kosteneffizientes und\r\ninnovationsoffenes Stromsystem ermöglichen.\r\nKRITERIEN\r\n98\r\nKosteneffizienz kombinierter Maßnahmen\r\nMitgliedstaaten müssen nach Randnummer 335 KUEBLL bei Einführung\r\nmehrerer Maßnahmen „klar darlegen, wie diese Maßnahmen im Hinblick auf die\r\nGewährleistung der Kosteneffizienz der kombinierten Maßnahmen zur\r\nGewährleistung der Stromversorgungssicherheit insgesamt zusammenwirken,\r\nz. B. müssen sie bei Kapazitätsmechanismen erläutern, wie diese den […]\r\nZuverlässigkeitsstandard erreichen (aber nicht darüber hinausgehen).“\r\n• Die Kraftwerksstrategie und der umfassende Kapazitätsfördermechanismus werden im Hintergrundpapier zwar als Gesamtstrategie\r\nbeschrieben. Durch die Entstehungsgeschichte, die gestaffelten\r\nAusschreibungen und den deutlichen Unterschied in der Detailtiefe der\r\nAusgestaltungen zwischen KWS und umfassendem\r\nKapazitätsfördermechanismus wird jedoch deutlich, dass es sich um\r\nzwei unterschiedliche Maßnahmen handelt.\r\n• Das wird auch dadurch deutlich, dass die für 2026 geplante KWSAusschreibung entgegen den Vorgaben für umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen nur einen verhältnismäßig kleinen Teil\r\ndes Marktes abdeckt. Nach Anforderung 10 des CISAF-Zielmodells muss\r\ndie Ausschreibung 75 – 90 % des für das Lieferfenster veranschlagten\r\nNachfrageziels umfassen.\r\n• Darüber hinaus wird beim Langfristkriterium, beim Südbonus, beim\r\nAusschluss nachfrageseitiger Flexibilität und beim Ausschluss von\r\nGeboten aus dem Ausland darauf verwiesen, dass für die\r\nAusschreibungen des umfassenden Kapazitätsfördermechanismus\r\nandere Regeln gelten, die sich stärker an den beihilferechtlichen\r\nVorgaben orientieren. Vor dem Hintergrund stellen die KWS und der\r\numfassende Kapazitätsfördermechanismus zweifelsohne zwei\r\nunterschiedliche Maßnahmen dar.\r\nMit Blick auf die Anforderungen aus Randnummer 335 KUEBLL ist unklar, wie ein\r\nNachweis für die Kosteneffizienz und die Wirkung auf das\r\nZuverlässigkeitskriterium erbracht werden kann. Insbesondere mit Blick auf die\r\nfür 2026 geplante KWS-Ausschreibung kann Kosteneffizienz aufgrund der\r\nzusätzlichen technologischen Anforderungen, dem Ausschluss von\r\nnachfrageseitiger Flexibilität und Geboten aus dem Ausland nicht gewährleistet\r\nwerden.\r\nKRITERIEN\r\n99\r\nIdentifikation und Behebung regulatorischer Mängel\r\nNach Randnummer 336 KUEBLL muss ermittelt werden, „welche\r\nregulatorischen Mängel, Fälle von Marktversagen oder sonstigen Probleme ohne\r\nein Eingreifen des Staates einer hinreichenden Sicherheit der Stromversorgung\r\n(und gegebenenfalls des Umweltschutzes) entgegenstehen würden.“ Zudem\r\nmuss nach Randnummer 337 KUEBLL angegeben werden, „welche Maßnahmen\r\ngegebenenfalls bereits eingeführt wurden, um die unter Randnummer 336\r\nfestgestellten Fälle von Marktversagen, regulatorischen Mängel oder sonstigen\r\nProbleme anzugehen.“ Schließlich müssen Mitgliedsstaaten nach Randnummer\r\n338 „unter Berücksichtigung der von dem jeweiligen Mitgliedstaat geplanten\r\nMarktreformen und Verbesserungen sowie der Technologieentwicklungen\r\naufzeigen, weshalb nicht davon auszugehen ist, dass der Markt die\r\nStromversorgungssicherheit ohne staatliche Beihilfen gewährleisten kann.“\r\nIm Non-Paper13 wird mit Blick auf Art. 21.5 der Verordnung darauf verwiesen,\r\ndass der Reformplan für die Kapazitätsreserve vom Januar 2022 genutzt wird.\r\nDas halten wir nicht für angemessen, da sich nicht zuletzt durch die Energiekrise\r\nim Jahr 2022 und die Diskussion um alternative Marktreformen eine vollkommen\r\nandere Ausgangssituation ergibt. In Connect (2024) haben wir eine Reihe von\r\nMarktunvollkommenheit und Unsicherheiten diskutiert, die derzeit die\r\nreibungslose Funktionsweise des Strommarktes einschränken. Im Folgenden\r\nbesprechen wir eine Auswahl der relevantesten Aspekte:\r\n• Das Signalisieren einer Offenheit für Kapazitätszahlungen im\r\nKoalitionsvertrag 2021 führt unmittelbar zu einer\r\nInvestitionszurückhaltung. Kein Unternehmen ist in der Lage eine\r\nInvestitionsentscheidung zu treffen, wenn politisch ein Anreiz gesetzt\r\nwird, auf Subventionen zu warten.\r\n• In der Energiekrise 2022 hat sich eine Risikoexternalität offenbart, indem\r\nLieferanten, die sich nicht am Terminmarkt abgesichert haben, Insolvenz\r\nangemeldet haben. Diese Externalität führt zu einem unvollständigen\r\nPreissignal am Terminmarkt. Art. 18a der Strombinnenmarktrichtlinie\r\nfordern die Einführung einer Hedging-Obligation zum Schutz der\r\nVerbraucher.\r\n• Die Elektrifizierung führt zu einem signifikanten Zuwachs dezentraler\r\nVerbrauchstechnologien, deren Steuerungs- bzw.\r\nFlexibilisierungspotenzial in Vertriebsportfolien organisiert werden\r\nmuss, um unverhältnismäßig hohe Lastspitzen zu vermeiden bzw. sie\r\neffizient zu bewirtschaften.\r\n13 Auch wenn der Status des Non-Papers unklar ist, besteht aufgrund der geringen Transparenz keine\r\nandere Möglichkeit an die relevanten Informationen zu gelangen.\r\nKRITERIEN\r\n100\r\n• Ein Mangel an lokalen Preissignalen führt zu Unsicherheiten über die\r\nGebotszone, wodurch Investitionen erschwert werden. Da die Aufteilung\r\nder Gebotszone politisch ausgeschlossen wurde, haben wir dynamische\r\nNetzentgelte vorgeschlagen, um lokale Anreize zu setzen.\r\nEine umfängliche Analyse der Marktbedingungen und entsprechender\r\nLösungsmöglichkeiten wurde unseres Erachtens vor der Festlegung auf die KWS\r\nund einen zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismus nicht durchgeführt.\r\nZumindest ist der Umsetzungsplan von Januar 2022 keine angemessene\r\nGrundlage. In Connect (2024) haben wir mit Blick auf die genannten\r\nHerausforderungen die Einführung einer effektiven Absicherungspflicht\r\nvorgeschlagen, deren Ausgestaltung wir in Connet (2025) beschrieben haben.\r\nVor dem Hintergrund der bestehenden Marktunvollkommenheiten und der in\r\nAbschnitt 5.2.5 aufgezeigten Flexibilitätspotenziale wird deutlich, dass zentral\r\ngeplante Kapazitätsfördermechanismen nicht der passende Weg sind, um die\r\nHerausforderungen auf effiziente Weise zu adressieren. Stattdessen\r\nermöglichen zielgerichtete Marktreformen, die effektive und effiziente Nutzung\r\nder verfügbaren Ressourcen. Wenn die innovativen Möglichkeiten der\r\nBatteriespeicher, der expliziten und der impliziten Lastflexibilität (u. a.\r\nHeimspeicher, Elektroautos und Wärmepumpen) genutzt werden, um eine\r\nfreiwillige Markträumung anzureizen, dann können die resultierenden\r\nPreissignale am Spot- und Terminmarkt die benötigen Kraftwerke\r\nverursachergerecht finanzieren. Eine effektive Absicherungspflicht schafft den\r\nMarktrahmen, um die Präferenzen und Anreize für Anbieter von\r\nAbsicherungsprodukten und Lieferanten bzw. Verbrauchern\r\nzusammenzuführen, wodurch tiefe Markteingriffe durch umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen überflüssig werden.\r\nTechnologieoffenheit und Vermeidung weiterer Marktverzerrungen\r\nEntsprechend Randnummer 339a KUEBLL prüft die Kommission bei der\r\nvorgeschlagenen Maßnahme die Auswirkungen der Teilnahme von\r\nNachfragesteuerung und Speicherung bzw. die Beschreibung von Maßnahmen\r\nzur Förderung der Nachfragesteuerung. Darüber hinaus wird nach Randnummer\r\n339d KUEBLL geprüft, welche weiteren Aspekte zu Problemen mit der\r\nStromversorgungssicherheit führen oder diese noch verstärken können. Als\r\nBeispiele wird eine Plafonierung der Stromgroßhandelspreise oder andere\r\nregulatorische Mängel oder Fälle von Marktversagen genannt. In Art. 19g der\r\nVerordnung wird den Kapazitätsfördermechanismen sogar eine Förderregelung\r\nfür nichtfossile Flexibilität auf gleicher Regelungsebene entgegengestellt.\r\nDadurch wird der Wert von Flexibilitätsoptionen unterstrichen. \r\nKRITERIEN\r\n101\r\n• In der geplanten KWS-Ausschreibung ist entsprechend des\r\nHintergrundpapiers nachfrageseitige Flexibilität explizit von der\r\nTeilnahme ausgeschlossen.\r\n• Ergänzend zu der in Kapazitätsfördermechanismen üblichen Festlegung\r\nvon Deratingfaktoren, nennt das Eckpunktepapier ein Langfristkriterium.\r\nIn der Begründung wird explizit darauf verwiesen, dass „insbesondere\r\nGaskraftwerke zum Zuge kommen können“ (BMWE, 2026b). Das\r\nHandelsblatt (2026) berichtete, dass RWE nach Aufforderung durch das\r\nBMWE ein Positionspapier eingereicht hat. In diesem Papier wird ein\r\ndoppeltes 10-Stunden-Kriterium vorgeschlagen, das zur Folge hätte,\r\ndass Batteriespeicher nicht erfolgreich an der Auktion teilnehmen\r\nkönnen. Nach diesem Kriterium müssten die Technologien im Anschluss\r\nan eine zehnstündige Lieferdauer nach zwei Stunden Pause erneut in der\r\nLage sein, weitere zehn Stunden Strom zu liefern. Der Spiegel (2026)\r\nberichtet von einem vergleichbaren Papier von EnBW, in dem u. a. ein\r\nBonus für Kapazitäten vorgeschlagen wird, die länger als zehn Stunden\r\nStrom liefern können. Das Non-Paper spricht im Kontext des\r\nLangfristkriteriums von zusätzlichen qualitativen Kriterien.\r\n• Der BDEW (2026) verweist mit Blick auf die Wechselwirkung mit KWKAnlagen darauf, dass die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten\r\ndurch den umfassenden Kapazitätsfördermechanismus zu niedrigeren\r\nStrommarkterlösen führt. Das gleiche gilt auch für die Markterlöse von\r\nerneuerbaren Energien (Marktwerte), wodurch der Finanzierungsbedarf\r\nund ggf. die Belastung für den Bundeshaushalt ansteigt. Umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen bewirken eine Plafonierung der\r\nStromgroßhandelspreise, indem sie zusätzliche steuerbare Kapazität auf\r\nBasis administrativer Nachfrageprognosen (siehe Abschnitt 5.2.1)\r\nherbeiführt. Dadurch sinkt die Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern\r\nund flexiblen Verbrauchstechnologien. Anstatt die Ursachen von\r\nMarktunvollkommenheiten abzuschwächen oder sogar zu beseitigen,\r\nwerden sie von umfassenden Kapazitätsfördermechanismen verstärkt.\r\nZentral geplante Kapazitätsfördermechanismen führen grundsätzlich zu einer\r\nMarktverzerrung und einer Plafonierung von Marktpreisen, wodurch sie\r\nMarktunvollkommenheiten langfristig erhalten. Darüber hinaus soll\r\nnachfrageseitige Flexibilität explizit von den KWS-Ausschreibungen\r\nausgeschlossen werden und Speicher sollen durch zusätzliche Anforderungen\r\nvon einer erfolgreichen Teilnahme ausgeschlossen werden.\r\nKRITERIEN\r\n102\r\n6.2 GEEIGNETHEIT\r\nEntsprechend Randnummer 341 KUEBLL sollten Mitgliedsstaaten „vorrangig\r\nandere Ansätze zur Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit prüfen,\r\ninsbesondere Möglichkeiten zur effizienteren Gestaltung des Strommarkts,\r\ndurch die Fälle von Marktversagen, die die Stromversorgungssicherheit\r\nuntergraben, abgemildert werden können.“ Als Beispiele werden u. a. die\r\nSchaffung von Anreizen und Integration von Laststeuerung und Speicherung und\r\ndie Ermöglichung effizienter Preissignale genannt.\r\n• Die effektive Absicherungspflicht stärkt Anreize für Laststeuerung und\r\nSpeicherung, indem die verfügbaren Ressourcen zur Absicherung und\r\nOptimierung der Stromversorgung genutzt werden. Flexible Verbraucher\r\nkönnen auf diesem Wege ihre Zahlungsbereitschaft ausdrücken,\r\nwodurch die Preise am Spot- und am Terminmarkt und damit\r\nmarktbasierte Investitionsanreize gestärkt werden.\r\n• Die Strombinnenmarktrichtlinie schreibt die Einführung einer HedgingObligation in Art. 18a vor, woraus abzuleiten ist, dass der Ansatz einer\r\nAbsicherung als geeignet anerkannt wird. Indem auf bestehenden\r\nREMIT-Prozessen aufgebaut wird, können Marktanreize in Kombination\r\nmit der Markttransparenz gestärkt werden, um Missbrauch zu\r\nverhindern.\r\n• Eine ergänzende Kapazitätsreserve ist entsprechend Art. 21 Abs. 3 der\r\nVerordnung vorzugswürdig und kann bei Bedarf die Lernphase der\r\nAbsicherungspflicht absichern.\r\n• Zentral geplante umfassende Kapazitätsfördermechanismen verzerren\r\nden Markt durch Überbeschaffung, langfristige technologische und\r\nfossile Lock-ins, kostenintensiven Pfadabhängigkeiten und Verdrängung\r\nvon Flexibilitätsoptionen, wie z. B. Laststeuerung und Speichern.\r\n• Die technologiespezifischen Deratingfaktoren bestimmen den Wert der\r\nTechnologien im Kapazitätsfördermechanismus. Sie basieren aber auf\r\nden Modellannahmen, die üblicherweise fünf bis sechs Jahre vor der\r\nLieferperiode festgelegt werden müssen. Mit Blick auf den\r\ntechnologischen Fortschritt bei Batteriespeichern und den\r\nMöglichkeiten der Digitalisierung gehen derartige technologische\r\nFestlegungen mit signifikanten Kostenrisiken einher.\r\n• Wie bereits beschrieben, plafonieren zentral geplante umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen zudem das Preissignal und verstärken\r\ndadurch bestehende Marktunvollkommenheiten. Im Gegensatz dazu\r\nbeseitigt die effektive Absicherungspflicht ursächlich die bestehenden\r\nMarktunvollkommenheiten, indem flexible Verbraucher und die \r\nKRITERIEN\r\n103\r\nBandbreite von Heim-, Gewerbe- und Großspeichern für die Absicherung\r\nund Optimierung der Stromversorgung genutzt werden.\r\nUnabhängig vom Nachweis der Erforderlichkeit durch nicht belastbare\r\nZuverlässigkeitsstandards und annahmengetriebene Modellierungsansätze\r\nsind zentral geplante umfassende Kapazitätsfördermechanismen nicht\r\ngeeignet, weil die effektive Absicherungspflicht nicht nur eine mildere\r\nMaßnahme, sondern auch eine zielgenauere Maßnahme darstellt. Sie adressiert\r\nMarktunvollkommenheiten ursächlich und ist ein milderer Eingriff zur Stärkung\r\ndes Marktes. Dies wird u. a. durch die Einschätzung des wissenschaftlichen\r\nDienstes des Bundestages (2025) deutlich, wonach voraussichtlich keine\r\nbeihilferechtliche Genehmigung für ihre Einführung erforderlich ist. Durch die\r\neffektive Absicherungspflicht können effiziente Marktsignale gestärkt und tiefe\r\nMarkteingriffe vermieden werden.\r\n6.3 BEIHILFEFÄHIGKEIT\r\nDie Beihilfefähigkeit ist an eine Reihe von Anforderungen an die Ausgestaltung\r\nvon Kapazitätsfördermechanismen gebunden. Die Absicherungspflicht erfüllt\r\nals marktwirtschaftlicher Kapazitätsmechanismus die Beihilfefähigkeit\r\ntreffender als die diskutierten Kapazitätsfördermechanismen, obwohl sie nach\r\nEinschätzung des wissenschaftlichen Dienstes des Bundestags (2024) keine\r\nGenehmigung erfordert.\r\nTechnologieoffenheit\r\nEntsprechend Randnummer 343 KUEBLL sollte die Beihilfemaßnahme „allen\r\nEmpfängern bzw. Vorhaben offenstehen, die technisch in der Lage sind, einen\r\nwirksamen Beitrag zur Erreichung des Ziels der Versorgungssicherheit zu leisten.\r\nDies schließt die Bereiche Erzeugung, Speicherung und Laststeuerung sowie die\r\nZusammenführung kleiner Einheiten dieser Kapazitätsformen zu größeren\r\nBlöcken ein.“\r\n• Im Hintergrundpapier des BMWE (2026b) wird die Laststeuerung in der\r\nKWS-Auktion explizit ausgeschlossen.\r\n• Ein Langfristkriterium, voraussichtlich in Form einer zehnstündigen\r\nLieferfähigkeit, wird als zusätzliches Kriterium angeführt, damit\r\n„insbesondere auch Gaskraftwerke zum Zuge kommen können“ (BMWE,\r\n2026b, S. 2). Wenn das BMWE dem Vorschlag des RWE-Positionspapiers\r\n(Handelsblatt, 2026) folgt, dann müssten die geförderten Technologien\r\nin der Lage sein, nach einer zweistündigen Pause erneut eine\r\nzehnstündige Stromlieferung zu erbringen. Entsprechend des EnBW-\r\nKRITERIEN\r\n104\r\nPapiers (Spiegel, 2026) könnte auch ein Bonus für Kapazitäten mit\r\nlängeren Erzeugungszeiten gezahlt werden. Das Ziel dieser\r\nAnforderungen ist es, Batteriespeichern eine erfolgreiche Teilnahme an\r\nder Ausschreibung zu verwehren. Das Non-Paper spricht darüber hinaus\r\nvon zusätzlichen qualitativen Kriterien.\r\n• Kleine dezentrale Flexibilitätsoptionen, wie z. B. Heimspeicher,\r\nElektroautos und Wärmepumpen, ebenso wie eine Vielzahl heterogener\r\nAnsätze für die gewerbliche und industrielle Lastflexibilität können in\r\nAuktionen mit deutlichen Abständen zur Lieferperiode nur schwer zu\r\nKapazitätsprodukten mit einjährigen Lieferverpflichtungen aggregiert\r\nwerden. Diese Flexibilitätsoptionen können jedoch problemlos zur\r\nAbsicherung und Optimierung der Stromversorgung im Rahmen der\r\nAbsicherungspflicht genutzt werden.\r\nZweifelsohne sind Laststeuerung und Speicher dazu in der Lage, einen Beitrag\r\nzur Versorgungssicherheit zu leisten. Ansonsten wäre ihre Teilnahme an den\r\nAuktionen des umfassenden Kapazitätsfördermechanismus ebenfalls\r\nausgeschlossen. Im Hintergrundpapier des BMWE (2026b) wird ihre\r\nTeilnahmemöglichkeit für diese Maßnahme jedoch explizit erwähnt. Der\r\nexplizite und implizite Ausschluss von den KWS-Auktionen steht daher im\r\nWiderspruch zum Kriterium der Beihilfefähigkeit.\r\nBeitrag zum Umweltschutz\r\nNach Randnummer 344 KUEBLL sind „Beschränkungen der Beteiligung an bzw.\r\nEinbindung in Maßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, mit\r\ndenen sichergestellt werden soll, dass die Maßnahmen nicht dem\r\nUmweltschutz zuwiderlaufen, werden als geeignet erachtet.“ Zusätzlich\r\nbeschreibt Randnummer 345 KUEBLL, dass die Kommission es begrüßt, „wenn\r\ndie Mitgliedstaaten zusätzliche Kriterien oder Merkmale in ihre Maßnahmen zur\r\nGewährleistung der Versorgungssicherheit aufnehmen, um die Einbindung\r\numweltfreundlicherer Technologien zu fördern (bzw. die Einbindung\r\numweltschädlicher Technologien zu verringern), die für die Verwirklichung der\r\nUmweltschutzziele der Union erforderlich sind.“\r\n• Bei den KWS-Ausschreibungen ist das Gegenteil der Fall. Lastflexibilität\r\nund Speicher, die dazu in der Lage sind, mehr erneuerbare Energien in\r\nden Strommarkt zu integrieren, werden explizit bzw. implizit\r\nausgeschlossen.\r\n• Die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten, die durch die KWS\r\nund den umfassenden Kapazitätsfördermechanismus in den Markt\r\nkommen, führen dazu, dass die Strommarkterlöse für andere\r\nTechnologien sinken. Die niedrigeren Markterlöse für Laststeuerung und \r\nKRITERIEN\r\n105\r\nSpeicher reduzieren ihre Wirtschaftlichkeit und dadurch voraussichtlich\r\nihre Verfügbarkeit im Markt. In Folge sinkt der Marktwert erneuerbarer\r\nEnergien, da sie sich schlechter in den Markt integrieren lassen. Die\r\nhöheren Förderkosten werden u. a. im Bundeshaushalt sichtbar,\r\nwodurch längerfristig mehr politischer bzw. gesellschaftlicher\r\nWiderstand gegen die Förderung erneuerbarer Energien zu erwarten ist.\r\nDie systemischen Effekte durch die Steigerung steuerbarer Kapazität\r\nfindet jedoch in politischen Diskussionen üblicherweise keine\r\nBerücksichtigung, weswegen von einer langfristigen systemischen\r\nBenachteiligung erneuerbarer Energien ausgegangen werden muss, die\r\nden Umwelt- und Klimazielen der EU entgegenwirken.\r\nGrenzüberschreitende Beteiligung\r\nRandnummer 346 KUEBLL fordert, dass „Soweit technisch machbar, müssen\r\ndie Maßnahmen zur Gewährleistung der Stromversorgungssicherheit offen für\r\ndie direkte grenzüberschreitende Beteiligung von in einem anderen\r\nMitgliedstaat ansässigen Kapazitätsanbietern sein.“\r\nIm Hintergrundpapier des BMWE (2026b) wird betont, dass sich die Teilnahme\r\nin den KWS-Ausschreibungen auf inländische Kapazitäten beschränkt. Die\r\nEinschränkung auf inländische Kapazitäten steht im Widerspruch zu den\r\nAnforderungen der Beihilfefähigkeit. Für die Absicherungspflicht können\r\nhingegen die üblichen Absicherungsverträge genutzt werden, die im\r\nBinnenmarkt verfügbar sind.\r\n6.4 ÖFFENTLICHE KONSULTATION\r\nEntsprechend Randnummer 348 KUEBLL muss vor der Anmeldung von Beihilfen\r\neine „öffentliche Konsultationen zur Angemessenheit und zu den Auswirkungen\r\nder nach diesem Abschnitt anzumeldenden Maßnahmen auf den Wettbewerb\r\ndurchführen.“ Diese Konsultation muss mindestens sechs Wochen laufen,\r\nwenn der geschätzte durchschnittliche Beihilfebetrag 100 Mio. EUR pro Jahr\r\noder mehr beträgt. Randnummer 349 ergänzt, dass „bei Maßnahmen nach\r\nRandnummer 348 Buchstabe b (unter 100 Mio. EUR) […] keine öffentliche\r\nKonsultation erforderlich [ist], sofern eine Ausschreibung durchgeführt wird und\r\nim Rahmen der Maßnahme keine Investitionen in die Energieerzeugung aus\r\nfossilen Brennstoffen gefördert werden.“\r\nIn der Pressemitteilung und im Hintergrundpapier des BMWE (2026a, 2026b)\r\nwerden keine Aussagen zur öffentlichen Konsultation gemacht. Im Non-Paper\r\nwird jedoch beschrieben, dass die Konsultation der Kraftwerksstrategie durch \r\nKRITERIEN\r\n106\r\ndie letzte Bunderegierung als ausreichend angesehen wird. Es ist unklar,\r\nwelchen Status dieses Non-Paper hat. Sollte tatsächlich auf eine öffentliche\r\nKonsultation verzichtet werden, steht das unseres Erachtens im Widerspruch zu\r\nden Anforderungen des Beihilferechts.\r\n• Die frühere Konsultation bezog sich auf eine vollkommen anders\r\ngeartete Kraftwerksstrategie. Sie bezog sich primär auf die\r\nDekarbonisierung des Stromsystems unter KUEBLL Artikel 4.1. Sie diente\r\nvor allem zur Organisation des Wasserstoffhochlaufs und hatte lediglich\r\nein kleines Segment für Gaskraftwerke, mit verpflichteten\r\nUmstiegszeitpunkten auf Wasserstoff.\r\n• Die aktuelle KWS hat aufgrund des expliziten Ausschlusses der\r\nNachfrageflexibilität und des impliziten Ausschlusses von\r\nBatteriespeichern hingegen einen Fokus auf Kraftwerke, die auf\r\nabsehbare Zeit Erdgas für die Stromerzeugung nutzen werden. Das hat\r\nlangfristige Auswirkungen auf den Klima- und Umweltschutz.\r\n• Die letzte Konsultation hatte im Gegensatz zur vorliegenden Maßnahme\r\nkeine automatische und enge Verknüpfung zu einem umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus. Die kostenintensive Pfadabhängigkeit\r\nder Maßnahme erfordert daher eine erneute Konsultation.\r\n• Um dem erodierenden Vertrauen in europäische und nationale\r\nInstitutionen Einhalt zu gebieten, ist die Beteiligung der Öffentlichkeit\r\nvon überragendem Interesse. Das gilt für die KWS und zusätzlich für den\r\nzentral geplanten umfassenden Kapazitätsfördermechanismus. Die\r\nKombination einer fünfjährigen Vorlaufzeit und einer 15-jährigen\r\nVergütungsperiode für Neuinvestitionen bedeutet eine 20-jährige\r\ntechnologische Pfadabhängigkeit mit entsprechend langfristigen\r\nKostenwirkungen. Die langfristige Festlegung für Gaskraftwerke hat\r\nzudem andere Implikationen für den Klima- und Umweltschutz als eine\r\nOrganisation des Markthochlaufs für Wasserstoff.\r\n• Wenn ein derart tiefgreifender Markteingriff und somit eine Abkehr\r\nliberalisierter Strommärkte durch zentrale Planungsansätze – inklusive\r\nder Auswirkungen für den Klima- und Umweltschutz und der\r\nZusatzkosten für Privatverbraucher und die Wirtschaft – nicht\r\ntransparent und offen in einem gesellschaftlichen Diskurs erfolgt, droht\r\ndie Akzeptanz und das Vertrauen der Gesellschaft und der Wirtschaft in\r\npolitische Entscheidungsträger und Institutionen zu schwinden.\r\nDie Abkehr von einer Dekarbonisierungsmaßnahme nach KUEBLL 4.1 hin zu\r\neiner Förderung fossiler Kraftwerke nach KUEBLL 4.8 ist eine bedeutende\r\nVeränderung gegenüber der vorherigen KWS. Zudem entspricht die Verknüpfung\r\nmit einem zentral geplanten umfassenden Kapazitätsfördermechanismus einer \r\nKRITERIEN\r\n107\r\nlangfristigen Pfadabhängigkeit und einem verstetigten tiefgreifendem\r\nMarkteingriff mit signifikanten Folgekosten für die Gesellschaft und die\r\nWirtschaft. Ohne einen gesellschaftlichen Diskurs in Form einer öffentlichen\r\nKonsultation droht das institutionelle Vertrauen zu erodieren.\r\n6.5 ANGEMESSENHEIT\r\nDie Kriterien der Angemessenheit adressieren sowohl den Nachweis des\r\nBedarfs als auch die Anreize durch die Ausgestaltung der Kostenverteilung.\r\nNachweis des Bedarfs\r\nNach Randnummer 353 KUEBLL sollte der Bedarf an Maßnahmen zur\r\nGewährleistung der Versorgungssicherheit „anhand des\r\nZuverlässigkeitsstandards […] und auf der Grundlage einer […] Analyse der\r\nRessourcen ermittelt werden, die erforderlich sind, um ein angemessenes Maß\r\nan Versorgungssicherheit zu gewährleisten.“\r\nIn Abschnitt 5.1 haben wir aufgezeigt, dass die VOLL- und CONE-Werte als\r\nGrundlagen für die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards signifikanten\r\nUnsicherheiten unterliegen.\r\n• VOLL: Der VOLL für die Niederlande liegt um den Faktor 9,75 über dem\r\nVOLL für Schweden. Diese Diskrepanz ist nicht belastbar erklärbar. Mit\r\nBlick auf die Heterogenität der Nachfrage eignet sich ein\r\nDurchschnittswert nicht für die Ermittlung der Zahlungsbereitschaft,\r\nwenn mit der Absicherungspflicht eine alternative marktbasierte\r\nMöglichkeit besteht, reale Zahlungsbereitschaften in feiner Granularität\r\nfür den Spot- und Terminmarkt zu nutzen.\r\n• CONE: Für die Berechnung des CONE liegen die Kosten für offene\r\nGasturbinen in Polen um den Faktor 2,1 über den Kosten für offene\r\nGasturbinen in Deutschland. Wenn stattdessen die Fortschritte der\r\nDigitalisierung und Flexibilisierung ausreichen würden, um die\r\nVersorgungslücke mit industrieller Lastflexibilität zu decken, dann wäre\r\nder Faktor im Vergleich zu polnischen Gasturbinen 57,6. In einem\r\ndynamischen Marktumfeld mit signifikanten technologischen\r\nFortschritten bei der Digitalisierung und bei Batteriespeichern, ist die\r\nFestlegung eines einzelnen CONE-Wertes nicht belastbar möglich.\r\nBeispielsweise liegt die Kostenannahme des ERAA 2025 für 4h-Speicher\r\nfür das Jahr 2028 um den Faktor 2,3 über den entsprechenden realen\r\nKosten im Jahr 2025. \r\nKRITERIEN\r\n108\r\nDie Unsicherheiten über die VOLL- und CONE-Annahmen spiegeln das\r\nsignifikante Kostenrisiko zentral geplanter Prozesse wider. Mithilfe einer\r\nmarktwirtschaftlichen Absicherungspflicht identifizieren Marktteilnehmer\r\nhingegen auf Basis der realen Zahlungsbereitschaften die für ihre Bedürfnisse\r\npassenden Technologien zur Absicherung der Stromversorgung.\r\nWir haben in Abschnitt 5.2 ebenfalls aufgezeigt, dass die methodische\r\nVorgehensweise und die Festlegung der Inputannahmen im ERAA und im\r\nVersorgungssicherheitsbericht der BNetzA sich nicht für belastbare Analysen\r\nüber den Zustand der Versorgungssicherheit oder Kosten-Nutzen-Analysen\r\neignen. In Abschnitt 6.1 haben wir bei der Diskussion zur Erforderlichkeit bereits\r\neine Auswahl signifikanter Verzerrungen durch die methodischen Festlegungen\r\nund die Selektion der Inputannahmen diskutiert.\r\n• PREISOBERGRENZEN: Die Festlegung von expliziten Preisobergrenzen\r\nfür den Spotmarkt widerspricht Art. 10 der Verordnung.\r\n• HURDLE-RATE-AUFSCHLÄGE: Die Aufschläge für Gaskraftwerke\r\nspiegeln nicht die Heterogenität der Investorenlandschaft wider.\r\n• EINNAHMEN-CAPS: Die Vernachlässigung von Preisspitzen widerspricht\r\nder Rolle von Spitzenlasttechnologien als Realoptionen und als\r\nAbsicherung von Portfolios.\r\n• TERMINMARKT: Die Analyse betont alle Risiken, die mit Investitionen in\r\nGaskraftwerke einhergehen. Indem die Rolle von Terminmärkten\r\nignoriert wird, vernachlässigt die Analyse jedoch die im realen Markt\r\ngenutzten Werkzeuge, um diese Risiken zu bewirtschaften, inklusive der\r\nRisikoprämie am Terminmarkt.\r\nMit Blick auf die Inputannahmen offenbart sich, dass zentral geplante Prozesse\r\nnicht geeignet sind, um die Marktdynamik in angemessenem Maße zu erfassen.\r\nDas Strommarktmodell ist aufgrund der verzerrenden Annahmen gezwungen\r\nLast abzuwerfen, weil reale Wechselwirkungen und Marktentwicklungen\r\nvernachlässigt werden.\r\n• BATTERIESPEICHER: Die Kostenannahme für 4h-Batteriespeicher im\r\nJahr 2028 übersteigt die realen Kosten im Jahr 2025 um den Faktor 2,3.\r\nFür das Jahr 2035 steigt die Differenz der ERAA-Annahmen gegenüber\r\naktuellen BNEF-Schätzungen auf den Faktor 2,9 an.\r\n• EXPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT: Im Verhältnis zur Spitzenlast hat UK im Jahr\r\n2035 ein Potenzial für explizite Lastflexibilität von 16,7 %. Der Wert für\r\nSchweden beträgt 31 %. Für Deutschland beträgt das Potenzial hingegen\r\n1,9 %. Diese Diskrepanz lässt sich objektiv nicht stichhaltig begründen.\r\nKRITERIEN\r\n109\r\no KOSTENSTRUKTUR EXPLIZITER LASTFLEXIBILITÄT: Die\r\nHeterogenität der Zahlungsbereitschaft flexibler Verbraucher führt\r\nin der Realität zu einer nachfrageseitigen Merit-Order. Die ERAADefaultwerte haben sechs Stufen. Die Niederlande haben zehn\r\nStufen. In Deutschland gibt es oberhalb der variablen\r\nEinsatzkosten für Gaskraftwerke nur eine Stufe.\r\no EINSATZMÖGLICHKEIT EXPLIZITER LASTFLEXIBILITÄT: Die explizite\r\nLastflexibilität kann in Deutschland nur zwei Mal im Jahr genutzt\r\nwerden. In Kombination mit dem Umfang und der Preisstruktur\r\nkann sie keine angemessene Rolle bei der freiwilligen\r\nMarkträumung und Refinanzierung von Erzeugungskapazitäten\r\nspielen. In den Niederlanden kann explizite Lastflexibilität hingegen\r\n23- bis 24-mal eingesetzt werden.\r\n• IMPLIZITE LASTFLEXIBILITÄT: Die implizite Lastflexibilität (Heimspeicher,\r\nElektroautos und Wärmepumpen) reagiert im ERAA-Modell lediglich\r\npreissensitiv. Das bedeutet, dass ihre Nachfrage nur innerhalb kurzer\r\nZeitfenster verschoben werden kann. In der Realität drückt sich die\r\nZahlungsbereitschaft ebenfalls durch Lastverzicht auf Basis realer\r\nZahlungsbereitschaften aus. Dadurch wird eine freiwillige Markträumung\r\nermöglicht und die Preissignale am Spot- und Terminmarkt können zur\r\nRefinanzierung von Erzeugungsanlagen beitragen.\r\no HEIMSPEICHER: Im ERAA-Modell können im Jahr 2028 lediglich 3 %\r\nund im Jahr 2035 lediglich 24 % der Heimspeicherkapazität auf\r\nPreise reagieren. Das bedeutet, dass 22 GW im Jahr 2028 und 36,3\r\nGW im Jahr 2035 sich nicht am Markpreis orientieren, obwohl\r\nNachfrage im signifikanten Umfang abgeworfen wird, was mit\r\nhohen Preisspitzen einhergeht.\r\no ELEKTROAUTOS: Im ERAA-Modell reagieren lediglich 19 % der\r\nLadevorgänge im Jahr 2028 und 31 % der Ladevorgänge im Jahr\r\n2035 auf Strompreise. Im Jahr 2028 reagieren 13 GW und im Jahr\r\n2035 reagieren 50 GW nicht auf Strompreise, obwohl Last\r\nabgeworfen wird, was auf enorme Preisspitzen hindeutet.\r\no WÄRMEPUMPEN: Im ERAA-Modell reagieren im Jahr 2028 in\r\nDeutschland lediglich 3 % der Wärmepumpen auf Strompreise und\r\nim Jahr 2035 lediglich 24 %. Die entsprechenden Werte für die\r\nSchweiz liegen bei 62 % im Jahr 2028 und 73 % im Jahr 2035. Da im\r\nModell im Durchschnitt jedes Jahr Last abgeworfen wird – was mit\r\nsehr hohen Preisspitzen einhergeht – wäre in der Realität davon\r\nauszugehen, dass sich im Laufe der Zeit mehr Verbraucher flexibel\r\nverhalten.\r\nKRITERIEN\r\n110\r\nEin kritischer Blick auf die Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards und der\r\nKosten-Nutzen-Analyse in Form einer Strommarktmodellierung offenbart, dass\r\ndie Ansätze nicht geeignet sind, um tiefe Markteingriffe mit langfristigen und\r\nkostenintensiven Pfadabhängigkeiten zu rechtfertigen. Mit der effektiven\r\nAbsicherungspflicht ist nicht nur ein milderes Mittel verfügbar, sondern auch ein\r\nzielgerichteteres Mittel, da die ursächlichen Marktunvollkommenheiten\r\nadressiert werden, anstatt zusätzliche Verzerrungen auf Basis administrativ\r\ngeplanter Markteingriffe herbeizuführen.\r\nWirksame Anreize\r\nEntsprechend Randnummer 356 KUEBLL sollten die Begünstigten von\r\nMaßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit „wirksame Anreize\r\nhaben, während des Lieferzeitraums zur Versorgungssicherheit beizutragen.\r\nDiese Anreize sollten in der Regel mit dem Wert der Zahlungsbereitschaft für die\r\nBeibehaltung der Stromversorgung (VOLL) in Zusammenhang stehen. Wenn\r\nbeispielsweise ein Beihilfeempfänger nicht zur Verfügung steht, sollte er mit\r\neiner Sanktion belegt werden, die mit dem VOLL in Zusammenhang steht. In\r\nanderen Fällen als bei Netzengpassmaßnahmen sollte diese Sanktion in der\r\nRegel die Preise für die Abrechnung strombezogener Bilanzkreisabweichungen\r\nwiderspiegeln, um Verzerrungen auf dem Markt zu vermeiden.“\r\n• Üblicherweise wird in umfassenden Kapazitätsfördermechanismen bei\r\nNichterfüllung der Lieferverpflichtung lediglich ein Teil der\r\nKapazitätsvergütung einbehalten. Als zweiter Mechanismus werden\r\nüblicherweise Reliability-Optionen für die Erlösabschöpfung genutzt.\r\nAllerdings beziehen sich Reliability-Optionen in der Regel auf den DayAhead-Markt. Der Ausgleichsenergiepreis kann den Day-Ahead-Preis\r\njedoch deutlich übersteigen.\r\n• Die Absicherungspflicht nutzt das bestehende Bilanzkreissystem und\r\nführt deshalb dazu, dass Bilanzkreisabweichungen mit dem\r\nAusgleichsenergiepreis verrechnet werden. Da Bilanzkreise bzw. die\r\nBilanzkreisverantwortlichen in der Absicherungspflicht die relevanten\r\nAkteure sind, steigt ihr Anspruch an die genutzten\r\nAbsicherungsmöglichkeiten, zu einem ausgeglichen Bilanzkreis\r\nbeizutragen. Daraus erwächst in der effektiven Absicherungspflicht u. a.\r\nder Anreiz, die Laststeuerung auszuweiten, damit Bilanzkreise auch\r\nkurzfristig stets ausgeglichen werden können. Diese\r\nVerursachergerechtigkeit stärkt die Anreize zur Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit.\r\nDie effektive Absicherungspflicht erfüllt unseres Erachtens die Anforderung der\r\nRandnummer 356 KUEBLL umfänglicher als die etablierten umfassenden \r\nKRITERIEN\r\n111\r\nKapazitätsfördermechanismen. Sie ist daher als marktwirtschaftlicher\r\nKapazitätsmechanismus nicht nur eine mildere, sondern auch eine\r\nzielgenauere Alternative zu umfassenden Kapazitätsfördermechanismen, da\r\ndie Anreize verursachergerecht wirken. In Anbetracht der effektiven\r\nAbsicherungspflicht als mildere und zielgenauere Alternative zu umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismen, wäre es unseres Erachtens nicht angemessen,\r\ndie Einführung eines umfassenden Kapazitätsfördermechanismus in\r\nDeutschland zu genehmigen.\r\n6.6 VERMEIDUNG ÜBERMÄßIGER NEGATIVER\r\nAUSWIRKUNGEN AUF HANDEL SOWIE\r\nABWÄGUNGSPRÜFUNG\r\nDie Kriterien in diesem Abschnitt zielen auf möglichst geringe\r\nMarktverzerrungen ab. Unseres Erachtens sprechen die Kriterien für die\r\nEinführung einer effektiven Absicherungspflicht, da sie nicht nur eine mildere\r\nMaßnahme, sondern auch eine zielgenauere Maßnahme ist. Anstatt zusätzliche\r\nMarktverzerrungen einzuführen, wie es bei zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismen der Fall ist, reduziert die Absicherungspflicht\r\nbestehende Marktunvollkommenheiten ursächlich und trägt somit zur Stärkung\r\ndes Marktes bei.\r\nGewährleistung des effizienten Funktionierens des Marktes\r\nEntsprechend Randnummer 359 KUEBLL muss „die Beihilfe so gestaltet sein,\r\ndass das effiziente Funktionieren des Marktes gewährleistet bleibt und Anreize\r\nfür einen effizienten Betrieb und wirksame Preissignale erhalten bleiben.“\r\nRandnummer 361 ergänzt diesbezüglich, dass „die Anforderungen der\r\nRandnummern 359 und 360 […] in der Regel erfüllt [sind], wenn sich die\r\nVergütung im Rahmen einer Maßnahme nach der Kapazität (EUR/MW) und nicht\r\nnach der erzeugten Strommenge (EUR/MWh) richtet.“ Darüber hinaus ergänzt\r\nRandnummer 366 KUEBLL mit Blick auf das Funktionieren des Marktes, dass\r\nMaßnahmen a) „weder unnötige Marktverzerrungen herbeiführen noch den\r\nzonenübergreifenden Handel beschränken [sollten]“ und nach b) sollten sie\r\n„nicht dazu führen, dass die Anreize, in Verbindungskapazität zu investieren,\r\nabnehmen, beispielsweise durch Verringerung der Engpasserlöse für\r\nbestehende oder neue Verbindungsleitungen.“\r\n• Unverfälschte und möglichst vollständige Preissignale sind für das\r\neffektive und effiziente Funktionieren von Märkten essenziell. Aus\r\ndiesem Grund setzt die effektive Absicherungspflicht\r\nverursachergerecht bei der Internalisierung der Risikoexternalität an, um \r\nKRITERIEN\r\n112\r\ndas Preissignal zu vervollständigen; vergleichbar mit der Anreizwirkung\r\ndes Emissionshandels zur Internalisierung der externen Klimakosten.\r\n• Eine zentrale Funktion des Preissystems besteht darin, als\r\nFeedbackmechanismus ein Marktgleichgewicht herzustellen. Die\r\nFähigkeit eines Marktes, Knappheit über einen Anstieg des Preisniveaus\r\nund über Preisspitzen zu signalisieren ist daher entscheidend für die\r\nFunktionsfähigkeit von Märkten. Über diesen selbstregulierenden\r\nFeedbackmechanismus wird eine Ausweitung des Angebots und in\r\nbegrenztem Umfang eine freiwillige Reduktion der Nachfrage auf Basis\r\nindividueller Zahlungsbereitschaften angereizt, sofern das für die\r\nMarkträumung notwendig ist\r\n• Unabhängig davon, ob sich eine Vergütung nach der Kapazität oder der\r\nEnergie richtet, werden die Marktpreise als Feedbacksystem verzerrt,\r\nwenn eine Maßnahme das Angebot im Markt steigert. Ein\r\nausschließliches Augenmerk auf Kurzfristmärkte, durch den Verzicht auf\r\neine Förderung der Strommenge in EUR/MWh, wird der\r\nselbstregulierenden Rolle von Märkten nicht gerecht. Der Terminmarkt\r\nspiegelt in seiner Rolle als Werkzeug für das Risikomanagement,\r\nabsehbare Knappheit durch eine ansteigende Risikoprämie und damit\r\nein ansteigendes Preisniveau wider. Aus diesem Grund verzerrt auch die\r\nVergütung von Leistung (EUR/MW) die Funktionsweise des Marktes, da\r\nsie das Preisniveau am Spot- und am Terminmarkt verzerrt.\r\n• Das verzerrte Preissignal reduziert die Strommarkterlöse anderer\r\nTechnologien (BDEW, 2026). Die reduzierten Markterlöse für KWKAnlagen, erneuerbare Energien, steuerbare Last und Speicher drückt\r\nsich auf unterschiedlichen Wegen aus. Wenn Flexibilitätsoptionen\r\nverdrängt werden, sinkt die Kosteneffizienz des Strommarktes. Für\r\nerneuerbare Energien und ggf. KWK-Anlagen steigen die Förderkosten,\r\nund damit ggf. die Belastung für den Bundeshaushalt. Ein niedrigeres\r\nNiveau an Kosteneffizienz steigert zudem die Notwendigkeit für\r\nverbrauchsseitige Entlastungen, wie z. B. den Industriestrompreis. Durch\r\nverbrauchsseitige Preiseingriffe wird darüber hinaus die\r\nFunktionsfähigkeit des Marktes weiter verzerrt. Die unbeabsichtigten\r\nKonsequenzen des Markteingriffes durch die KWS und umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen wirken sich über das Feedbacksystem\r\ndes Marktsystems somit verzerrend auf eine Vielzahl verschiedener\r\nSystemelemente aus. Es droht eine kostenintensive Pfadabhängigkeit in\r\nForm einer sich ausweitenden Förderspirale.\r\n• Eine weitere Folge der Marktverzerrung ist ein Absinken der\r\nKnappheitsrente von Verbindungskapazitäten zwischen den\r\nGebotszonen. Durch die KWS und umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen werden sowohl das Preisniveau als auch \r\nKRITERIEN\r\n113\r\ndie Preisvolatilität am Strommarkt gedämpft. Dadurch sinkt automatisch\r\nder Wert bestehender und zukünftiger Verbindungskapazitäten, da ihr\r\nMehrwert in der Bewirtschaftung relativer Knappheit zwischen den\r\nGebotszonen liegt. In Folge sinkt der Anreiz zukünftiger Investitionen in\r\nVerbindungskapazitäten und damit in die Weiterentwicklung des\r\nBinnenmarktes. An die Stelle des Binnenmarktes treten nationale\r\nKapazitätsfördermechanismen, die gleichzeitig nationale\r\npolitökonomische und industriepolitische Präferenzen bedienen.\r\n• Im Gegensatz zu zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen wirkt\r\neine Kapazitätsreserve nicht marktverzerrend, wenn sie dem Markt\r\nnachgelagert eingesetzt wird. Entsprechend Art. 21 Abs. 3 der\r\nVerordnung ist sie vorzugswürdig gegenüber zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen.\r\n• Eine angereizte Steigerung des Gasanteils an der Stromerzeugung kann\r\nin Krisensituationen negative ökonomische Auswirkungen mit sich\r\nbringen. Alessandri und Gazzani (2025) haben anhand der Energiekrise\r\n2022 identifiziert, dass Erdgas-Schocks in Europa einen\r\nStagflationseffekt haben; wirtschaftliche Aktivität wird reduziert und die\r\nInflation steigt. Eine Steigerung des Gaspreises um 10 % führt im\r\nDurchschnitt zu einem Anstieg der Kerninflation um 0,5 %. Die exakte\r\nAuswirkung auf die nationale Volkswirtschaft hängt von der jeweiligen\r\nAbhängigkeit von Erdgas ab, insbesondere an der Stromerzeugung. Den\r\nAnteil von Erdgas an der Stromerzeugung durch die KWS und einen\r\numfassenden Kapazitätsfördermechanismus zu steigern, erhöht daher\r\ndie Fragilität der Gesellschaft und der Wirtschaft.\r\nDie Kommission ist nach Randnummer 368 KUEBLL „der Auffassung, dass\r\nbestimmte Beihilfemaßnahmen negative Auswirkungen auf Wettbewerb und\r\nHandel haben, die wahrscheinlich nicht ausgeglichen werden. So können\r\nbestimmte Beihilfemaßnahmen Marktversagen verschärfen und Ineffizienzen\r\nzulasten der Verbraucher und des Gemeinwohls nach sich ziehen.“ Aus diesem\r\nGrund sollten mildere Maßnahmen mit einer geringeren Eingriffstiefe, die\r\nweniger verzerrend wirken und weniger starke Umweltauswirkungen haben,\r\nbevorzugt werden.\r\nDie effektive Absicherungspflicht stärkt das Preissystem durch die\r\nInternalisierung der Risikoexternalität. Sie reizt die Identifikation und Einbindung\r\nflexibler Verbraucher an, die ihre Zahlungsbereitschaft durch die Preisgestaltung\r\nvon Lieferverträgen und das Verbrauchsverhalten signalisieren können. Die\r\ngesteigerte Flexibilisierung stärkt die Funktionsweise des Marktes, steigert die\r\nKosteneffizienz und ermöglicht eine umfassendere Nutzung erneuerbarer\r\nEnergien. Belastbare Preissignale am Spot- und Terminmarkt können die \r\nKRITERIEN\r\n114\r\nbenötigten Erzeugungstechnologien in einem Marktgleichgewicht mit flexiblen\r\nVerbrauchern refinanzieren.\r\nAnstatt durch die KWS und umfassende Kapazitätsfördermechanismen die\r\nnationalen Gebotszonen und den Binnenmarkt weiter zu verzerren, kann die\r\nAbsicherungspflicht zu ihrer Stärkung beitragen. Sie ist daher nicht nur eine\r\nmildere Maßnahme, sondern eine Maßnahme, die zu einer fundamentalen\r\nVerbesserung der Funktionsweise des Strommarktes beiträgt.\r\nUmweltauswirkungen\r\nEntsprechend Randnummer 360 KUEBLL „dürfen keine Anreize für eine\r\nEnergieerzeugung geschaffen werden, durch die weniger umweltschädliche\r\nEnergieformen verdrängt würden.“ In Randnummer 361 KUEBLL wird darauf\r\nverwiesen, dass diese Anforderung in der Regel erfüllt ist, „wenn sich die\r\nVergütung im Rahmen einer Maßnahme nach der Kapazität (EUR/MW) und nicht\r\nnach der erzeugten Strommenge (EUR/MWh) richtet.“ Randnummer 368\r\nKUEBLL verweist ebenfalls auf die negativen externen Umwelteffekte durch\r\nAnreize für Investitionen in Stromerzeugungsanlagen, die fossile Brennstoffe\r\nnutzen.\r\nRandnummer 369 KUEBLL geht weiter, indem sie benennt, dass „Maßnahmen,\r\ndie Anreize für neue Investitionen in die Energieerzeugung aus Erdgas schaffen,\r\n[…] zwar der Stromversorgungssicherheit förderlich sein [können], […]\r\nlängerfristig jedoch stärkere negative externe Umwelteffekte als alternative\r\nInvestitionen in emissionsfreie Technologien [bewirken]. Damit die Kommission\r\nim Rahmen einer Abwägungsprüfung ermitteln kann, ob die negativen\r\nAuswirkungen solcher Maßnahmen durch positive Auswirkungen ausgeglichen\r\nwerden können, sollten die Mitgliedstaaten erläutern, wie sie sicherstellen\r\nwerden, dass die jeweilige Investition zur Erreichung des Klimaziels der Union\r\nfür 2030 und des Unionsziels der Klimaneutralität bis 2050 beiträgt.\r\nInsbesondere müssen die Mitgliedstaaten erläutern, wie eine Festlegung auf\r\ndiese gasbasierte Energieerzeugung vermieden werden soll. Beispiele für solche\r\nVorkehrungen wären verbindliche Verpflichtungen des Beihilfeempfängers,\r\nDekarbonisierungstechnologien wie CCS/CCU umzusetzen, Erdgas durch\r\nerneuerbares oder CO2-armes Gas zu ersetzen oder die Anlage innerhalb eines\r\nZeitrahmens, der mit den Klimazielen der Union im Einklang steht, stillzulegen.“\r\nIm Hintergrundpapier des BMWE (2026b) wird nicht explizit festgelegt, dass sich\r\nim Rahmen der Kraftwerksstrategie nur Kraftwerke bewerben dürfen. Allerdings\r\nwird beispielsweise bei der Begründung des „Langzeitkriteriums“ im 10 GW\r\nSegment betont, dass „insbesondere auch Gaskraftwerke zum Zuge kommen\r\nkönnen.“ Zudem wird die Ausschreibung von weiteren 2 GW explizit als \r\nKRITERIEN\r\n115\r\ntechnologieoffene Ausschreibung ohne Langzeitkriterium beschrieben, was\r\nimpliziert, dass die 10 GW Ausschreibung nicht als technologieoffen angesehen\r\nwird. Diese Interpretation wird durch die Positionspapiere von RWE\r\n(Handelsblatt, 2026) und EnBW (Spiegel, 2026) gestützt, in denen ein doppeltes\r\nzehn-Stunden-Kriterium bzw. ein Bonus für längere Erzeugungsdauern gefordert\r\nwerden, um Batteriespeicher von einer erfolgreichen Teilnahme abzuhalten.\r\nACER (2025) beschreibt, dass nur ein Drittel der europäischen\r\nKapazitätszahlungen an klimafreundliche Technologien geht und fordert, dass\r\nKapazitätsfördermechanismen „sauberer“ werden müssen. Aurora (2025)\r\nbeschreibt ebenfalls, dass von den 90 Milliarden Euro, die bisher in den\r\neuropäischen Kapazitätsfördermechanismen vergeben wurden, mehr als zwei\r\nDrittel an thermische Kraftwerke gehen. ACER (2025) schlägt vor, die\r\nHindernisse für Nachfrageflexibilität zu reduzieren. Die Kraftwerksstrategie\r\nschließt hingegen nachfrageseitige Flexibilität explizit aus und beinhaltet mit\r\ndem Langzeitkriterium eine implizite Hürde für Batteriespeicher.\r\nBisher wurden keine Details für den zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus veröffentlicht. Mit Blick auf die Ausgestaltung\r\nder Kraftwerksstrategie ist es wahrscheinlich, dass die Freiheitsgrade – die\r\ninnerhalb der Ausgestaltung des umfassenden Kapazitätsfördermechanismus\r\nmöglich sind – genutzt werden, um ebenfalls Gaskraftwerke zu begünstigen.\r\nDies ist nach ACER (2025) und Aurora (2025) bisher in Europa weit verbreitet.\r\nIm Hintergrundpapier des BMWE (2026b) wird beschrieben, dass alle\r\nGaskraftwerke „H2-ready“ sein müssen und bis 2045 auf eine klimaneutrale\r\nStromerzeugung umgerüstet werden müssen. Das bedeutet, dass die\r\nKraftwerke voraussichtlich innerhalb der Förderdauer von 15 Jahren umgerüstet\r\nwerden müssen. Dabei ist unklar, ob die Umrüstkosten Bestandteil der\r\ngeplanten Ausschreibung im Jahr 2026 sein sollen. Hierbei ergibt sich ein\r\nGeflecht aus absehbaren Fehlanreizen, Umweltauswirkungen und Folgekosten:\r\n• Kraftwerke, die keine oder nur geringe Umrüstkosten in ihren Geboten\r\nberücksichtigen haben höhere Chancen, einen Zuschlag zu erhalten.\r\n• Sollten hingegen die Umrüstkosten Bestandteil der Gebote sein, dann ist\r\nmit deutlich höheren Kosten zu rechnen, wobei der Zeitpunkt für den\r\nUmstieg und die Verfügbarkeit von Wasserstoff unklar bleiben.\r\n• Sollte Wasserstoff weiterhin knapp sein, dann besteht mit Blick auf die\r\nAufrechterhaltung der Versorgungssicherheit ein starker Anreiz, die\r\nUmrüstung auf klimaneutrale Brennstoffe zu verzögern und stattdessen\r\ndie Umwelt- und Klimaziele zu verschieben.\r\n• Im Hintergrundpapier des BMWE (2026b) werden bereits zwei\r\nzusätzliche Ausschreibungen für die Umstellung auf Wasserstoff im \r\nKRITERIEN\r\n116\r\nUmfang von jeweils 2 GW für die Jahre 2040 und 2043 angekündigt.\r\nSollten die späteren Umrüstkosten nicht Bestandteilt der geplanten\r\nAuktion im Jahr 2026 sein, dann kann man davon ausgehen, dass diese\r\nKraftwerke eine weitere Förderung für den Umbau erhalten, während die\r\nKapazitätszahlungen aus der Beschaffungsauktion noch ausgezahlt\r\nwerden. Das bedeutet, dass die KWS-Auktion das Risiko einer\r\nkostenintensive Pfadabhängigkeit beinhaltet, die bei der Entscheidung\r\nüber die Einführung berücksichtigt werden sollte. Alternativ drohen\r\ngestrandete Investitionen oder Versorgungsrisiken, wenn die geförderten\r\nKraftwerke spätestens ab 2045 nicht mehr eingesetzt werden dürfen.\r\nMit der Entscheidung zum staatlichen Mikromanagement bei der Organisation\r\nder Versorgungssicherheit, der Wirtschaftlichkeit und der Erreichung der\r\nKlimaziele gehen Anforderungen an den Staat einher, die er kaum auf effektive\r\nund effiziente Weise erfüllen kann. Denn an die Stelle des (Innovations-\r\n)Wettbewerbs tritt ein Rent-Seeking-Wettbewerb, der im Spannungsverhältnis\r\nzwischen Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Umweltgerechtigkeit\r\nentsprechend der ökonomischen Forschung zulasten derjenigen Akteure geht,\r\ndie sich aufgrund ihrer Heterogenität weniger gut organisieren können und daher\r\nschlechtere Zugänge zu politischen Entscheidungsträgern haben.\r\nIm Gegensatz zu zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen erlaubt eine\r\neffektive Absicherungspflicht in Kombination mit dem europäischen\r\nEmissionshandel die Integration der Ziele aus Versorgungssicherheit,\r\nWirtschaftlichkeit und Umweltgerechtigkeit. Indem ein innovationsoffener\r\nWettbewerb um eine sichere und kostengünstige Stromversorgung organisiert\r\nwird, kann das Spannungsverhältnis zwischen den drei Zieldimensionen durch\r\nmarktwirtschaftliche Feedbackprozesse dynamisch orchestriert werden. Dieser\r\nProzess kann mikroinvasiv durch eine Kapazitätsreserve abgesichert werden.\r\nÜbertragbarkeit der Kapazitätsverpflichtung\r\nNach Randnummer 365c KUEBLL müssen die Mitgliedsstaaten bei\r\nKapazitätsfördermechanismen sicherstellen, „dass die\r\nKapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern\r\nübertragbar sind.“\r\nDie Anforderung eines Sekundärhandels versucht, strukturelle (Kosten-)Risiken\r\nzentral geplanter umfassender Kapazitätsfördermechanismen zu adressieren:\r\n• Damit die Risikoprämien in den Geboten beherrschbar bleiben, soll der\r\nSekundärhandel ein Risikoventil ermöglichen. Sollte sich beispielsweise\r\nder Bau verzögern oder Anlagen gewartet werden, kann mithilfe des\r\nSekundärhandels die Verpflichtung (beispielsweise im Rahmen der \r\nKRITERIEN\r\n117\r\nReliability Option) übertragen werden. In der Realität geschieht dies\r\nallerdings nicht häufig, da dieser Sekundärhandel eine Reihe\r\nadministrativer Friktionen beinhaltet.\r\n• Die Reallokation der Verpflichtung kann auch als nachträglicher Versuch\r\nzur Effizienzsteigerung gesehen werden. Da die Beschaffung\r\nüblicherweise vier Jahre vor der Erfüllungsperiode stattfindet, können\r\nsich Möglichkeiten ergeben, die Verpflichtung kosteneffizienter zu\r\nerbringen. Wenn beispielsweise bei der Gebotskalkulation eine GuDAnlage kalkuliert wurde, kann die Lieferverpflichtung kurzfristig auch\r\ndurch Motorenkraftwerke erfüllt werden, die in kürzerer Zeit aufgebaut\r\nwerden können.\r\n• Der Sekundärhandel kann auch dazu dienen, den technologischen\r\nWettbewerb zu intensivieren, der aufgrund der vierjährigen Vorlaufzeit\r\nund der weiteren Ausschreibungsbedingungen eingeschränkt ist.\r\nBeispielsweise kann der Zuschlag für ein Gaskraftwerk theoretisch\r\nkurzfristig auf entsprechend dimensionierte Batteriespeicher oder\r\nflexible Verbraucher übertragen werden, die im entsprechenden Umfang\r\ndie Anforderung der Reliability Option bzw. der Lieferverpflichtung\r\nerfüllen können.\r\nEin zentral geplanter umfassender Kapazitätsfördermechanismus versucht\r\ndurch den Sekundärhandel und die Realiability Option ein Hedgingsystem durch\r\ndie Hintertür zu etablieren, um Risiken und Effizienznachteile zu beherrschen.\r\nDaraus wird deutlich, dass für die Erfüllung der Lieferverpflichtung nicht die in\r\nder Primärauktion ermittelten Technologien relevant sind. In der Praxis werden\r\ndie gewünschten Effekte jedoch nur eingeschränkt erreicht, da die\r\nadministrativen Prozesse das Potenzial des Risikomanagements und der\r\nEffizienzsteigerung einschränken. Aus diesem Grund werden in zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen Risikoprämien in die Gebote\r\neingepreist und ein ineffizienter Technologiemix realisiert.\r\nIm Gegensatz dazu integriert die effektive Absicherungspflicht die Vorteile des\r\nSekundärhandels bereits aufgrund des Designansatzes. Der verpflichtende\r\nSekundärhandel in zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismen zeigt, dass es einen Bedarf für\r\nHandelsmöglichkeiten gibt, um Risiken und Effizienznachteile zu reduzieren.\r\nDie Absicherungspflicht ermöglicht eine kontinuierliche Optimierung der\r\nAbsicherung und reizt daher eine effiziente Gewährleistung der\r\nVersorgungssicherheit an.\r\nKRITERIEN\r\n118\r\nVerursachergerechtigkeit\r\nRandnummer 367 KUEBLL formuliert: „Um zu vermeiden, dass die Anreize für\r\nLaststeuerung untergraben werden und dadurch das Marktversagen, das die\r\nMaßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit erst erforderlich\r\nmacht, weiter verschärft wird, und um sicherzustellen, dass der Eingriff im\r\nBereich der Versorgungssicherheit so geringfügig wie möglich ausfällt, sollten\r\ndie Kosten der Versorgungssicherheitsmaßnahmen von denjenigen\r\nMarktteilnehmern getragen werden, die dazu beitragen, dass diese Maßnahmen\r\nerforderlich werden. Dies kann beispielsweise dadurch erreicht werden, dass\r\ndie Kosten einer Maßnahme zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in\r\nSpitzenlastzeiten den Stromverbrauchern zugewiesen werden […], die zu den\r\nZeiten, in denen die Kapazität im Rahmen der Maßnahme bereitgestellt wird, von\r\nKnappheit betroffen sind.“ Der CISAF gibt diesbezüglich in Anforderung 26 eine\r\nAusgestaltung vor: „Mindestens 90 % der Kosten im Rahmen des\r\nKapazitätsfördermechanismus müssen den Verbrauchern auf der Grundlage\r\nihres Verbrauchs während mindestens 1 % und höchstens 5 % der Stunden\r\n(oder Marktzeiteinheiten) mit den höchsten Preisen in den einzelnen Jahren\r\n(oder einzelnen Lieferfenstern) zugewiesen werden. Von\r\nBilanzkreisverantwortlichen (z. B. Versorgern) können Entgelte verlangt werden.“\r\n• Verursachergerechtigkeit ist eine essenzielle Anforderung an das\r\nMarktdesign, um Kosteneffizienz anzureizen. Die Verteilung von Kosten\r\nentspricht jedoch nicht dem Anspruch von Verursachergerechtigkeit, da\r\ndie Kosten viele Jahre vorher durch zentral geplante Ausschreibungen\r\nentstehen; nicht durch das tatsächliche Verbrauchsverhalten.\r\n• Die Kosten(-risiken) entstehen durch die administrative Festlegung der\r\nauszuschreibenden Menge und durch den resultierenden\r\nTechnologiemix, der auf administrativ festgelegten Deratingfaktoren\r\nbasiert.\r\n• Die Risiken von Fehlallokationen und Ineffizienzen sind auf die\r\nadministrative Festlegung von Annahmen, mehrere Jahre vor der\r\nErfüllungsperiode zurückzuführen. Hinzu kommen die\r\npolitökonomischen Fehlanreize u. a. durch Rent-Seeking und Regulatory\r\nCapture, die sich in Kostenrisiken übersetzen. Die ausführliche\r\nDiskussion der Modellierungsansätze und Inputannahmen in Kapitel 5\r\nzeigt, den Umfang der kostensteigernden Annahmen, u. a. bei den\r\nInvestitionshürden für Gaskraftwerke, der Kostenannahmen von\r\nBatteriespeichern, dem Potenzial und dem Gebotsverhalten von\r\nexpliziter und impliziter Nachfrageflexibilität.\r\n• Die Belastungen durch die Umlage kann signifikante Größenordnungen\r\nannehmen. Für den PJM-Markt rechnet Semianalysis (2026) mit einer \r\nKRITERIEN\r\n119\r\nUmlage von 3,4 USD-ct/kWh auf Basis der letzten Auktion und der\r\nPreisansteige für Gasturbinen. Eine Konzentration auf wenige Stunden\r\ndurch eine dynamische Umlage hebelt das Kostenrisiko entsprechend\r\nund kann einer weiteren Elektrifizierung entgegenwirken.\r\n• Es ist daher davon auszugehen, dass die energieintensive Industrie\r\nversuchen wird, weitgehend von der Umlage ausgenommen zu werden.\r\nIn diesem Fall würden sie im Sinne eines Free-Ridings von einer höheren\r\nVerfügbarkeit konventioneller Kraftwerke profitieren, ohne sich an den\r\nKosten zu beteiligen. Dann müssten die übrigen Wirtschaftsbereiche\r\nund Privatverbraucher entsprechend höhere Umlagen bezahlen. In der\r\nDiskussion um eine Reduzierung der Stromsteuer hat sich die\r\nBunderegierung bereits entschieden, Entlastungen nur für das\r\nproduzierende Gewerbe zu gewähren. Es ist jedoch unklar, ob ein\r\nvergleichbares Vorgehen bei den Kapazitätsumlagen beihilferechtlich\r\nmöglich wäre. Im Gegensatz dazu ist die Absicherungspflicht nach Art.\r\n18a der Strommarktrichtlinie ursprünglich durch eine Steigerung des\r\nVerbraucherschutzes motiviert.\r\no Als illustratives Beispiel begrüßt der VIK (2026) in einer\r\nPressemitteilung die Einigung zur Kraftwerksstrategie: „Der Verband\r\nunterstützt die Einschätzung von BMWK und EU-Kommission, dass\r\nsteuerbare Kapazitäten dringend benötigt werden, um\r\nVersorgungssicherheit in Zeiten hoher Volatilität im Stromsystem zu\r\ngewährleisten. Für die Industrie ist die Verlässlichkeit des\r\nEnergiesystems zentral.“ Gleichzeitig wird argumentiert:\r\n„Unternehmen in Deutschland zahlen schon heute im\r\ninternationalen Vergleich sehr hohe Energiepreise. Jede zusätzliche\r\nUmlage würde die Wettbewerbsfähigkeit weiter schwächen und\r\nwäre das völlig falsche Signal“, warnt der VIK. „Wenn Deutschland\r\ndie industrielle Wertschöpfung erhalten will, müssen Mehrkosten\r\nfür energieintensive Verbraucher unbedingt vermieden werden“, so\r\nder VIK weiter.\r\n• Da die Kosten für die zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen\r\nbereits mehrere Jahre vor der Erfüllungsperiode festgelegt werden, ist\r\neine Steigerung der Kosteneffizienz im Stromsystem durch ein effizientes\r\nAngebot oder effiziente oder flexible Verbrauchsanpassungen nicht\r\nmehr möglich. Es geht lediglich darum, wie die Kosten aus der zentral\r\ngeplanten Kapazitätsbeschaffung verteilt werden. Dadurch wird die\r\nLogik des Positivsummenspiels der marktwirtschaftlichen Organisation\r\ndurch eine Nullsummenspiellogik mit Verteilungskonflikten ersetzt. \r\nKRITERIEN\r\n120\r\n• Zudem bestehen Risiken für den Bundeshaushalt. Sollten die Kosten\r\nbeispielsweise aufgrund der stark angestiegenen Preise für Gasturbinen\r\nso hoch ausfallen, dass eine vollständige Weitergabe politisch nicht\r\nopportun ist, steigt der Druck für einen Zuschuss aus dem\r\nBundeshaushalt. Dieses Vorgehen sehen wir bereits bei Netzentgelten.\r\nAuch die EEG-Kosten wurden von einer Umlage in einen\r\nHaushaltsposten überführt.\r\nDie Kosten(-risiken) und Verteilungskonflikte durch zentral geplante\r\nAusschreibungen können durch ein marktwirtschaftliche Absicherungspflicht\r\nvermieden werden. Der technologie- und innovationsoffene Wettbewerb reizt\r\ndie Identifikation und Erschließung kosteneffizienter\r\nAbsicherungsmöglichkeiten ohne Rent-Seeking-Wettbewerb an. Die\r\nAbsicherungspflicht ist im Kern verursachergerecht, weswegen Anreize zur\r\nKosteneffizienz im Zentrum des Absicherungsanreizes stehen. Dadurch gibt es\r\nkeine politischen Verteilungskonflikte, da jeder Verbraucher bzw. jeder\r\nBilanzkreisverantwortliche, durch eine Kombination aus Absicherungsstrategie\r\nund Anpassung des Verbrauchsverhaltens zur Systemeffizienz beitragen kann.\r\nDurch diese effizienzsteigernden Anreize entsteht ein Positivsummenspiel, da\r\nbeispielsweise flexible Verbraucher selbst Kosten sparen und andere\r\nVerbraucher ebenfalls von niedrigeren Strompreisen profitieren. Der\r\nwesentliche Vorteil einer marktwirtschaftlichen Organisation liegt darin, dass\r\ndie ganze Gesellschaft und Wirtschaft von einem abgesicherten und\r\nkosteneffizienten Stromsystem profitiert.\r\nMarktmacht und politische Einflussnahme\r\nRandnummer 370 KUEBLL erhebt den Anspruch, dass „wenn im Rahmen einer\r\nEinzelbeihilfe oder einer Beihilferegelung nur eine sehr begrenzte Zahl von\r\nBeihilfeempfängern oder ein etabliertes Unternehmen unterstützt werden soll,\r\n[…] die Mitgliedstaaten außerdem nachweisen [sollten], dass die geplante\r\nBeihilfe keine Stärkung der Marktmacht bewirken wird.“\r\n• Das Bundeskartellamt (BKartA) hat in ihrem jüngsten Marktmachtbericht\r\n(BKartA, 2026a) darauf hingewiesen, dass RWE und die LEAG oberhalb\r\nder Vermutungsschwelle liegen und dass EnBW in der Nähe der\r\nSchwelle liegt. Entsprechend empfiehlt das BKartA, dass die KWS dazu\r\ngenutzt wird, um wettbewerbliche Marktstrukturen zu fördern: „Zur\r\nVermeidung des Risikos einer Verfestigung von bestehenden\r\nMarktmachtpositionen sollten in den Ausschreibungen wirksame\r\nMechanismen zur Sicherstellung der Anbietervielfalt bei den\r\nzugeschlagenen Kapazitäten vorgesehen werden.“\r\nKRITERIEN\r\n121\r\n• In diesem Sinne empfiehlt der Präsident des BKartA Andreas Mundt in\r\nder Pressemitteilung zur Veröffentlichung des Marktmachtberichts\r\n(BKartA, 2026b): „Um die Anbietervielfalt zu sichern, wäre es sinnvoll,\r\nden Zuschlag je Bieter auf zehn Prozent der insgesamt\r\nausgeschriebenen Kapazität zu begrenzen.“\r\n• Entsprechend Handelsblatt (2026) empfiehlt RWE im Positionspapier,\r\n„dieser Empfehlung nicht zu folgen“, da sie innerhalb der 10 GW\r\nAusschreibung beabsichtigen 3 GW zu gewinnen. Nach Empfehlung des\r\nBKartA dürfte RWE jedoch nur 1 GW zugeschlagen bekommen.\r\n• Mit Blick auf den Südbonus in der KWS hat Wirtschaftsministerin Reiche\r\nder LEAG Hoffnung gemacht: „Die Bedingungen für die Ausschreibung\r\nwürden so gestaltet, dass die LEAG investieren könne und einen\r\nZuschlag erhalte“ (MDR, 2025).\r\nZentral geplante Kapazitätsfördermechanismen sind anfällig für die politische\r\nEinflussnahme, da viele Ausgestaltungsdetails administrativ festgelegt werden\r\nmüssen. Gut organisierte Interessen können sich bei der Ausgestaltung leichter\r\nGehör verschaffen als heterogene Gruppen, wie beispielsweise Verbraucher.\r\nWie bereits im vorherigen Abschnitt beschrieben, führt die administrative\r\nKostenverteilung zentral geplanter und beschaffter Kapazitäten zwangsläufig zu\r\nKostenrisiken und Verteilungskonflikten, die einer effizienten Ausgestaltung\r\nentgegenwirken.\r\nBei der effektiven Absicherungspflicht steht der marktwirtschaftliche\r\nWettbewerb im Fokus. Die Verpflichteten können sich auf verschiedenen\r\nMarktplattformen die passenden Absicherungsprodukte beschaffen. Aufgrund\r\nder Möglichkeit der Eigenerfüllung besteht auch ein intensiver technologischer\r\nWettbewerb, da angebots- und verbrauchsseitige Absicherungsmöglichkeiten\r\nim Wettbewerb stehen. Dieser intensive Wettbewerb führt durch eine inhärente\r\nInnovationsoffenheit zu Kosteneffizienz, wovon die Bevölkerung und die\r\nWirtschaft profitieren. \r\n7 Zusammenfassung und Fazit\r\nFür die Gewährleistung der Versorgungssicherheit wird in Deutschland die\r\nEinführung einer Kraftwerksstrategie diskutiert, auf die ein zentral geplanter\r\numfassender Kapazitätsfördermechanismus folgen soll. Dieses Gutachten\r\ndiskutiert, dass vor dem Hintergrund des EU-Rechtsrahmens, eines\r\nmangelnden Nachweises der Erforderlichkeit und einer effektiven\r\nAbsicherungspflicht als mildere und zielgenauere Alternative, die\r\nVoraussetzungen für eine beihilferechtliche Genehmigung nicht erfüllt sind.\r\nDie Einführung von zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen ersetzt die\r\nkoordinierende Rolle von Märkten durch zentrale Planung. Durch die Einführung\r\nvon Kapazitätsfördermechanismen basieren Investitionen zukünftig nicht mehr\r\nauf den Zukunftserwartungen und der Expertise von Unternehmen, sondern auf\r\nAnnahmen und Vorgaben einer zentralen Stelle, die politökonomischen\r\nFehlanreizen, Rent-Seeking-Verhalten und Regulatory Capture ausgesetzt ist.\r\nDer verzerrte Nachweis\r\nDer Zuverlässigkeitsstandard, dessen Einhaltung im Zuge der Modellierung der\r\nVersorgungssicherheit überprüft wird, basiert auf dem Verhältnis des Value of\r\nLost Load (VOLL) und dem Cost of New Entry (CONE), also der benötigten\r\nTechnologie zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit. Aufgrund einer\r\nempirisch unzureichenden Absicherung der Inputwerte ist der resultierende\r\nZuverlässigkeitsstandard nicht hinreichend tragfähig.\r\n• VOLL: Der VOLL in Deutschland erfüllt nicht die Anforderungen der\r\nACER-Methodik und basiert auf einer veralteten Datenbasis. Die\r\nFestlegungen zwischen nordeuropäischen Ländern unterscheiden sich\r\nteilweise nahezu um den Faktor 10, was darauf hindeutet, dass sie nicht\r\nobjektiv belastbar sind.\r\n• CONE: Die CONE-Werte sind ebenfalls nicht mehr aktuell.\r\nBeispielsweise liegt der Preis für eine Gasturbine in Deutschland um\r\nmehr als den Faktor 2 unter derjenigen in Polen. Eine beliebige\r\nadministrative Festlegung der Referenztechnologie widerspricht der\r\nzunehmenden technologischen Vielfalt und der Ausweitung des\r\nFlexibilitätspotenzials.\r\nDie Diskussion der Methodik und der Inputannahmen des European Resource\r\nAdequacy Assessments (ERAA) in Kapitel 5 dieses Gutachtens zeigt, dass durch\r\n(Fehl-)Prognosen, beliebige Wirtschaftlichkeitskriterien und verzerrende \r\nFAZIT\r\n123\r\nFestlegungen von Inputannahmen, Ergebnisse im Sinne einer selbsterfüllenden\r\nProphezeiung herbeigeführt werden. Wenn diese Modellierungsergebnisse zum\r\nNachweis der Erforderlichkeit und zur Ausgestaltung der zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen in Form der Dimensionierung und der\r\ntechnologiespezifischen Deratingfaktoren genutzt werden, entstehen\r\nerhebliche Kostenrisiken mit langfristigen Pfadabhängigkeiten.\r\nZu den kritischsten methodischen Annahmen gehören:\r\n• Explizite Preisobergrenzen, die der Strombinnenmarktrichtlinie\r\nwidersprechen\r\n• Aufschläge auf Renditeanforderungen (Hurdle-Rate) für Gaskraftwerke\r\n• Einnahmen-Obergrenzen für Gaskraftwerke\r\n• Die Vernachlässigung des Terminmarkts für das Risikomanagement\r\nIn Summe führen diese verzerrenden Modellierungsvorgaben im Modell zu einer\r\nSteigerung des Versorgungsproblems gegenüber dem ERAA 2024, obwohl die\r\nAnnahme zur Stromnachfrage allein für das Jahr 2028 um 10,5 % bis 11,6 %\r\ngesunken ist. Für die Prognose der Spitzenlast bedeutet das eine Korrektur um\r\n6,2 GW. Dennoch beträgt das angenommene Wachstum der Spitzenlast\r\nzwischen 2025 und 2028 17,7 GW, gegenüber 23,8 GW im ERAA 2025.\r\nVerdrängung des technologischen Fortschritts\r\nDie Integrationsfähigkeit technologischer Innovationen ist entscheidend für die\r\nKosteneffizienz des Stromsystems, insbesondere im Zuge der Transformation\r\nzur Klimaneutralität. Zentrale Planungsprozesse sind nicht in der Lage\r\nInnovationsdynamiken zu berücksichtigen. Im schlimmsten Fall vermeiden sie\r\nihre Verbreitung. Als aktuelles Beispiel bieten sich Batteriespeichersysteme an.\r\nIm ERAA-Modell liegen die Kosten eines 4h-Batteriespeichers für das Jahr 2028\r\num den Faktor 2,3 über den realen Kosten im Jahr 2025.\r\nAllein die Dynamik der Kostenreduktion bei Batteriespeichern hat in\r\nKombination mit der zunehmenden Digitalisierung und Verbreitung von\r\nSteuerungsmöglichkeiten durch künstliche Intelligenz signifikante Auswirkung\r\nfür die Nutzung dezentraler Ressourcen für die implizite Lastflexibilität\r\n(Heimspeicher, Elektroautos, Wärmepumpen). Diese Dynamik kann in zentral\r\ngeplanten Prozessen, wie beispielsweise der Modellierung der\r\nVersorgungssicherheit, aber auch bei der Ausgestaltung von\r\nKapazitätsfördermechanismen in der Realität nicht angemessen berücksichtigt\r\nwerden. \r\nFAZIT\r\n124\r\nVerzerrende Inputannahmen\r\nNeben den methodischen Verzerrungen und den Annahmen zum\r\nNachfragewachstum sowie der Kostenentwicklung von Batteriespeichern,\r\nführen eine Reihe weiterer Annahmen dazu, dass marktwirtschaftliche\r\nFeedbackprozesse in der Modellierung nicht angemessen berücksichtigt\r\nwerden. Für die selbstregulierende Fähigkeit von Märkten ist die Preiselastizität\r\nentscheidend. Eine Reihe empirischer Belege zeigt, dass Verbraucher in\r\nsignifikanter Größenordnung auf Preise reagieren. In der Modellierung werden\r\ndiese Feedbackprozesse, die eine freiwillige Markträumung ermöglichen und\r\nüber die Preissetzung der Nachfrage zur Refinanzierung von Kraftwerken über\r\nden Spot- und Terminmarkt beitragen, nicht angemessen abgebildet.\r\n• Explizite Lastflexibilität hat in Deutschland in 2035 einen Anteil von 1,9 %\r\nan der Spitzenlast gegenüber beispielsweise 16,7 % in UK und 31 % in\r\nSchweden.\r\n• Eine nachfrageseitige Merit-Order ermöglicht in realen Märkten ein\r\nGleichgewicht zwischen Investition in Erzeugungskapazität und\r\nPreiselastizität, um eine freiwillige Markträumung zu ermöglichen. Für\r\ndie Refinanzierung von Kraftwerken ist die Preissetzung der Nachfrage\r\noberhalb variabler Erzeugungskosten von Kraftwerken entscheidend. In\r\nden Niederlanden gibt es zehn Preisstufen. Die Standardmethode des\r\nERAA sieht sechs Preisstufen vor. In Deutschland gibt es lediglich eine\r\nPreisstufe oberhalb der variablen Erzeugungskosten von Kraftwerken.\r\n• Diese explizite Lastflexibilität kann in Deutschland nur zwei Mal im Jahr\r\ngenutzt werden, gegenüber beispielsweise 23 bis 24 Mal in den\r\nNiederlanden.\r\nDie implizite Lastflexibilität durch Heimspeicher, Elektroautos und\r\nWärmepumpen kann im Modell preissensibel reagieren, indem die Nachfrage\r\ninnerhalb kurzer Zeitfenster verschoben werden kann. Sie agiert aber nicht\r\npreiselastisch, indem sie die Nachfrage reduziert und dadurch Preise oberhalb\r\nder variablen Kosten von Kraftwerken setzen kann.\r\n• Im Modell reagieren lediglich 3 % der Heimspeicher in Deutschland auf\r\nStrompreise gegenüber 100 % in Italien. Dadurch stehen 22 GW in 2028\r\nund 36,3 WG in 2035 dem Modell nicht als Ressource zur Verfügung\r\n• Bei den Elektroautos reagieren 13 GW in 2028 und 50 GW in 2035 nicht\r\nauf Strompreise. Das bedeutet, Autos werden geladen, während im\r\nModell Last bei sehr hohen Preisspitzen abgeworfen wird.\r\n• Lediglich 3 % der Wärmepumpen reagieren in Deutschland in 2028 auf\r\nden Strompreis, gegenüber 61 % in der Schweiz. Der Anteil steigt bis\r\n2035 auf 24 % in Deutschland und 73 % in der Schweiz.\r\nFAZIT\r\n125\r\nDie stark eingeschränkte Möglichkeit, dezentrale Flexibilitätsoptionen für die\r\nVersorgungssicherheit und die Kosteneffizienz des Stromsystems zu nutzen,\r\ndeuten auf die Notwendigkeit von Marktreformen hin, anstatt zentral geplante\r\nKapazitätsfördermechanismen einzuführen. Die effektive Absicherungspflicht\r\nschafft als marktwirtschaftlicher Kapazitätsmechanismus einen Anreiz für die\r\neffiziente Nutzung vorhandener Ressourcen zur Absicherung und Optimierung\r\nder Stromversorgung.\r\nDie Genehmigungsfähigkeit der Kapazitätsfördermechanismen ist schwer\r\nzu begründen\r\nDie beihilferechtlichen Kriterien, die für eine Genehmigung erfüllt sein müssen,\r\numfassen: Erforderlichkeit, Geeignetheit, Beihilfefähigkeit, Öffentliche\r\nKonsultation, Angemessenheit und Vermeidung übermäßiger Auswirkungen auf\r\nHandel sowie Abwägungsprüfung.\r\nVor dem Hintergrund der effektiven Absicherungspflicht als mildere und\r\nzielgenauere Alternative, sehen wir eine Genehmigung der zentral geplanten\r\nKapazitätsfördermechanismen – aufgrund ihrer stark verzerrenden\r\nAuswirkungen für den Markt und die Umweltziele, sowie ihrer kostenintensiven\r\nPfadabhängigkeiten – als nicht begründbar.\r\nErforderlichkeit\r\n• ZUVERLÄSSIGKEITSSTANDARD: Der Zuverlässigkeitsstandard als\r\nGrundlage für staatliche Eingriffe ist methodisch und empirisch nicht\r\nbelastbar, da sowohl VOLL- als auch CONE-Werte auf veralteten,\r\nverzerrten und zwischen Ländern stark divergierenden Annahmen\r\nberuhen und zentrale Marktaspekte wie Preiselastizität und\r\ntechnologische Alternativen unzureichend berücksichtigen.\r\n• VERSORGUNGSLÜCKE: Die ERAA- und Versorgungssicherheitsberichte\r\nliefern aufgrund grundlegender methodischer Schwächen, verzerrter\r\nAnnahmen (u. a. zu Nachfrage, Flexibilität, Preisen, Technologien und\r\nRisikomanagement) und mangelnder Abbildung realer\r\nMarktmechanismen kein verlässliches Bild der Versorgungssicherheit\r\nund führen systematisch zu künstlich erzeugten Versorgungslücken, die\r\nmarktnähere Lösungen wie eine Absicherungspflicht unterschätzen oder\r\nausschließen.\r\n• KOMBINIERTE MAßNAHMEN: Die Kraftwerksstrategie und der\r\numfassende Kapazitätsfördermechanismus stellen faktisch zwei\r\nunterschiedliche, nicht konsistent aufeinander abgestimmte\r\nMaßnahmen dar, für die weder ein schlüssiger Nachweis ihrer\r\ngemeinsamen Kosteneffizienz noch ihrer zielgenauen Wirkung auf den \r\nFAZIT\r\n126\r\nZuverlässigkeitsstandard erbracht wird, wobei insbesondere die KWSAusschreibungen aufgrund von Einschränkungen wie\r\nTechnologievorgaben und Ausschlüssen von Nachfrageflexibilität und\r\nAuslandsgeboten als nicht kosteneffizient erscheinen.\r\n• BEHEBUNG REGULATORISCHER MÄNGEL: Die Einführung der\r\nKraftwerksstrategie und eines umfassenden Kapazitätsfördermechanismus erfolgt ohne hinreichende Analyse und Behebung\r\nzentraler Marktunvollkommenheiten, obwohl gezielte Marktreformen –\r\ninsbesondere eine Absicherungspflicht – geeignet wären, bestehende\r\nProbleme effizient zu adressieren und die Versorgungssicherheit\r\nmarktbasiert zu gewährleisten.\r\n• TECHNOLOGIEOFFENHEIT UND VERZERRUNGEN: Die geplanten\r\nMaßnahmen verletzen die Anforderungen an Technologieoffenheit, da\r\nnachfrageseitige Flexibilität und Speicher systematisch benachteiligt\r\noder ausgeschlossen werden, und verstärken zugleich bestehende\r\nMarktverzerrungen durch preisdämpfende Effekte, anstatt diese zu\r\nbeheben.\r\nGeeignetheit\r\nIm Sinne von Randnummer 341 KUEBLL stellen zentral geplante umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen keinen geeigneten Ansatz dar, da sie\r\nMarktverzerrungen verstärken und effiziente Preissignale schwächen, während\r\neine effektive Absicherungspflicht als zielgenauere und mildere Maßnahme\r\nMarktunvollkommenheiten ursächlich adressiert, Flexibilität integriert und\r\nmarktbasiert die Versorgungssicherheit stärkt. Verbleibende Versorgungsrisiken\r\nkönnen bei Bedarf mit einer Kapazitätsreserve entsprechend Art. 21 Abs. 3 der\r\nVerordnung adressiert werden.\r\nBeihilfefähigkeit\r\n• TECHNOLOGIEOFFENHEIT: Die KWS-Auktionen verstoßen explizit gegen\r\ndas Gebot der Technologieoffenheit, da Laststeuerung und Speicher\r\nexplizit bzw. implizit ausgeschlossen werden, obwohl sie nachweislich\r\nzur Versorgungssicherheit beitragen können, und somit nicht allen\r\ngeeigneten Technologien ein diskriminierungsfreier Zugang gewährt wird.\r\n• UMWELTSCHUTZ: Die KWS und umfassende Kapazitätsfördermechanismen stehen im Widerspruch zu den Umweltzielen, da sie\r\nflexible und speicherbasierte, systemdienliche Technologien\r\nbenachteiligen, die Integration erneuerbarer Energien erschweren und\r\ndurch sinkende Marktwerte sowie steigende Förderbedarfe langfristig\r\nderen Ausbau systemisch behindern.\r\nFAZIT\r\n127\r\n• GRENZÜBERSCHREITENDE BETEILIGUNG: Die Beschränkung der KWSAusschreibungen auf inländische Kapazitäten widerspricht dem Gebot\r\nder grenzüberschreitenden Beteiligung, während eine\r\nAbsicherungspflicht die Integration des europäischen Binnenmarkts\r\ndurch Nutzung verfügbarer Absicherungsinstrumente ermöglicht.\r\nÖffentliche Konsultation\r\nDer Verzicht auf eine erneute öffentliche Konsultation steht im Widerspruch zu\r\nden beihilferechtlichen Anforderungen, da sich die KWS grundlegend verändert\r\nhat, nun mit einem zentral geplanten umfassenden\r\nKapazitätsfördermechanismus verknüpft ist und weitreichende, langfristige\r\nAuswirkungen auf Marktstruktur, Kosten sowie Klima- und Umweltziele hat, die\r\neinen transparenten gesellschaftlichen Diskurs erfordern.\r\nAngemessenheit\r\n• NACHWEIS DES BEDARFS: Der Nachweis des Bedarfs für staatliche\r\nEingriffe ist nicht belastbar, da sowohl die zugrunde liegenden\r\nZuverlässigkeitsstandards (VOLL, CONE) als auch die Modellierungen\r\nerhebliche methodische Verzerrungen und unrealistische Annahmen\r\nenthalten, während marktbasiert durch eine Absicherungspflicht\r\nrealistische Zahlungsbereitschaften und effiziente Lösungen identifiziert\r\nwerden könnten.\r\n• WIRKSAME ANREIZE: KWS und umfassende Kapazitätsfördermechanismen setzen im Vergleich zur Absicherungspflicht weniger\r\nwirksame und nicht verursachergerechte Anreize, da Sanktionen häufig\r\nnicht am tatsächlichen Knappheitspreis orientiert sind, während die\r\nAbsicherungspflicht über das Bilanzkreissystem und\r\nAusgleichsenergiepreise stärkere, marktkonforme Anreize zur\r\nGewährleistung der Versorgungssicherheit schafft.\r\nVermeidung übermäßiger Auswirkungen auf Handel sowie Abwägungsprüfung\r\n• GEWÄHRLEISTUNG DER MARKTFUNKTION: Die KWS und umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen verzerren zentrale Marktmechanismen,\r\nindem sie Preissignale dämpfen, Flexibilitätsoptionen verdrängen und\r\nInvestitionsanreize – auch für Interkonnektoren – schwächen, während\r\neine Absicherungspflicht das Preissystem stärkt,\r\nMarktunvollkommenheiten adressiert und so ein effizienteres\r\nFunktionieren des Strommarktes ermöglicht.\r\n• UMWELTAUSWIRKUNGEN: Die KWS und umfassende Kapazitätsfördermechanismen setzen strukturelle Anreize zugunsten fossiler Erzeugung, \r\nFAZIT\r\n128\r\nschaffen erhebliche Umsetzungsunsicherheiten und langfristige\r\nKostenrisiken (u. a. bei H₂-Umrüstung) und stehen damit im\r\nSpannungsverhältnis zu den Klimazielen, während eine\r\nAbsicherungspflicht in Kombination mit dem Emissionshandel Umwelt-,\r\nEffizienz- und Versorgungssicherheitsziele marktbasiert integriert.\r\n• ÜBERTRAGBARKEIT: Der verpflichtende Sekundärhandel in zentral\r\ngeplanten Kapazitätsfördermechanismen ist ein ineffizienter Versuch,\r\nstrukturelle Risiken und Fehlallokationen zu korrigieren, während eine\r\nAbsicherungspflicht diese Funktionen von vornherein effizient und\r\nkontinuierlich in das Marktdesign integriert.\r\n• VERURSACHERGERECHTIGKEIT: Zentral geplante umfassende\r\nKapazitätsfördermechanismen verfehlen das Prinzip der\r\nVerursachergerechtigkeit, da Kosten und Risiken zentral administriert\r\nund ex ante festgelegt werden und lediglich umverteilt werden, während\r\neine Absicherungspflicht verursachergerechte Anreize setzt,\r\nKosteneffizienz fördert und Verteilungskonflikte vermeidet.\r\n• MARKTMACHT UND EINFLUSSNAHME: Zentral geplante umfassende\r\nKapazitätsmechanismen bergen erhebliche Risiken für die Verstärkung\r\nbestehender Marktmacht und politische Einflussnahme, während eine\r\nAbsicherungspflicht durch offenen Wettbewerb, Dezentralität und\r\ntechnologieoffene Beschaffung strukturell wettbewerbsfördernd wirkt.\r\nFazit\r\nDie Analyse zeigt, dass sowohl die Kraftwerksstrategie (KWS) als auch ein zentral\r\ngeplanter umfassender Kapazitätsfördermechanismus die Anforderungen der\r\nKUEBLL in zentralen Punkten nicht erfüllen und zugleich mit erheblichen\r\nökonomischen, regulatorischen und umweltpolitischen Risiken verbunden sind.\r\nInsbesondere fehlt ein belastbarer Nachweis der Erforderlichkeit, da sowohl die\r\nzugrunde liegenden Zuverlässigkeitsstandards (VOLL, CONE) als auch die\r\nverwendeten Modellierungen im ERAA und im nationalen\r\nVersorgungssicherheitsbericht durch erhebliche methodische Schwächen und\r\nverzerrende Annahmen geprägt sind. Die daraus abgeleiteten\r\nVersorgungslücken sind daher kein Ausdruck realer Marktdefizite, sondern in\r\nwesentlichen Teilen Ergebnis der Modellarchitektur selbst, weswegen sie\r\nungeeignet sind, tiefgreifende Markteingriffe zu rechtfertigen.\r\nVor diesem Hintergrund wird deutlich, dass die vom BMWE vorgeschlagenen\r\nMaßnahmen nicht primär auf die Behebung identifizierter\r\nMarktunvollkommenheiten abzielen, sondern selbst zusätzliche Verzerrungen\r\nund Folgekosten erzeugen. Es lässt sich kein kosteneffizientes Stromsystem\r\nanreizen, indem sowohl das Angebot als auch die Nachfrage subventioniert\r\nwerden. Diese Notwendigkeiten sind vielmehr Ausdruck politisch induzierter \r\nFAZIT\r\n129\r\nMarktverzerrungen. Zentral geplante Kapazitätsfördermechanismen verzerren\r\nden Strommarkt weiter, weil sie tief in das Preissystem eingreifen, das als\r\nzentraler Feedbackmechanismus für ein effizientes Marktgleichgewicht\r\nfungiert. Dadurch werden Investitionsanreize für flexible Technologien,\r\nSpeicher, erneuerbare Energien sowie Interkonnektoren systematisch\r\ngeschwächt. Gleichzeitig entstehen langfristige Pfadabhängigkeiten und\r\nKostenrisiken, da Fehlentscheidungen bei der zentralen Mengen- und\r\nTechnologieplanung über lange Zeiträume fortwirken.\r\nDiese Problematik gewinnt vor dem Hintergrund der Transformation des\r\nEnergiesystems zusätzliche Bedeutung. Die zunehmende Elektrifizierung und\r\nder Ausbau dezentraler Technologien – wie Batteriespeicher, Elektrofahrzeuge,\r\nWärmepumpen und industrielle Lastflexibilität – führen zu einer steigenden\r\nKomplexität des Systems. In einem solchen Umfeld vergrößern zentrale\r\nPlanungsansätze das Risiko regulatorischer Fehlsteuerungen erheblich, da sie\r\ndie Vielzahl dezentraler, heterogener und dynamischer Anpassungsprozesse\r\nnicht adäquat abbilden können. Gerade in einem komplexen System ist es\r\njedoch entscheidend, dass marktwirtschaftliche Feedbackmechanismen über\r\nPreissignale wirken können, um Informationen effizient zu verarbeiten und\r\nAnpassungen anzureizen.\r\nFür die langfristige Wohlstandsentwicklung ist dabei insbesondere die schnelle\r\nVerbreitung kosteneffizienzsteigernder Innovationen von zentraler Bedeutung.\r\nZentral geplante umfassende Kapazitätsfördermechanismen stehen diesem\r\nZiel entgegen, da sie bestehenden Technologien über lange Zeiträume –\r\ntypischerweise 15 Jahre – garantierte Einnahmen sichern. Dadurch werden\r\nInnovationsanreize gedämpft und technologische Lock-ins begünstigt. Der\r\nWettbewerb verlagert sich von einem Innovationswettbewerb hin zu einem\r\nRent-Seeking-Wettbewerb, bei dem gut organisierte Akteure mit besseren\r\nZugängen zu politischen Entscheidungsprozessen systematisch im Vorteil sind.\r\nDies geht zulasten innovativer, dezentraler und heterogener Lösungen, die für\r\ndie Transformation des Energiesystems jedoch von zentraler Bedeutung sind.\r\nDie Analyse macht zudem deutlich, dass zentrale Planungsansätze strukturell\r\ndazu neigen, Effizienz- und Innovationspotenziale zu unterschätzen. Dies ist\r\nkeine Schwäche einzelner Modellierungen, sondern eine systemische\r\nEigenschaft zentral geplanter Prozesse. Politökonomische Fehlanreize,\r\nInformationsasymmetrien sowie die Notwendigkeit, komplexe Systeme auf\r\nwenige Parameter zu reduzieren, führen zwangsläufig zu Fehlallokationen von\r\nKapital, Überkapazitäten und ineffizienten Technologieentscheidungen. Die\r\nERAA-Modellierung kann in diesem Sinne als Fallbeispiel für die Zusatzkosten\r\nsolcher Ansätze interpretiert werden.\r\nFAZIT\r\n130\r\nHinzu kommt ein grundlegender Widerspruch in der energie- und\r\nklimapolitischen Ausrichtung: Während fossile Kraftwerke über den\r\nEmissionshandel verteuert und perspektivisch zurückgedrängt werden sollen,\r\nwerden sie im Rahmen von zentral geplanten Kapazitätsfördermechanismen\r\ngleichzeitig gefördert. Diese inkonsistente Anreizstruktur ist weder ökonomisch\r\neffizient noch klimapolitisch zielführend und erhöht die Gefahr langfristiger\r\nFehlentwicklungen.\r\nIm Gegensatz dazu bietet eine effektive Absicherungspflicht einen milderen und\r\nzielgenaueren Ansatz zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Sie setzt\r\ndirekt an den identifizierten Marktunvollkommenheiten an, insbesondere an der\r\nInternalisierung von Risikoexternalitäten, und stärkt dadurch das Preissystem\r\nals zentrales Koordinationsinstrument. Durch die Einbindung von\r\nTerminmärkten, dezentraler Flexibilität und innovativen Technologien\r\nermöglicht sie eine verursachergerechte und kontinuierliche Optimierung der\r\nAbsicherung.\r\nEin wesentlicher Vorteil der Absicherungspflicht liegt darin, dass sie einen\r\ntechnologieoffenen und innovationsfreundlichen Wettbewerb organisiert.\r\nAnbieter und Nachfrager können flexibel auf neue Technologien und\r\nMarktbedingungen reagieren, wodurch sich kosteneffiziente Lösungen\r\ndynamisch durchsetzen. Gleichzeitig werden Verteilungskonflikte reduziert, da\r\nKosten nicht administrativ festgelegt und per Umlage sozialisiert werden,\r\nsondern durch individuelles Verhalten und marktwirtschaftliche\r\nEntscheidungen beeinflusst werden können. Dies führt zu einem\r\nPositivsummenspiel, bei dem die Gesellschaft und die Wirtschaft von\r\nniedrigeren Stromkosten und dadurch einem höheren Wohlstand profitieren.\r\nIn der Gesamtbewertung zeigt sich somit, dass zentral geplante\r\nKapazitätsfördermechanismen nicht nur eine stärker verzerrende, sondern auch\r\neine weniger geeignete Form des Eingriffs darstellen. Sie verstärken bestehende\r\nMarktunvollkommenheiten, erzeugen neue Verzerrungen und stehen im\r\nWiderspruch zu den Anforderungen an Kosteneffizienz, Technologieoffenheit,\r\nUmweltverträglichkeit und Wettbewerb. Eine effektive Absicherungspflicht\r\nstärkt als marktwirtschaftlicher Kapazitätsmechanismus hingegen die\r\nFunktionsfähigkeit des Marktes und ermöglicht eine kosteneffiziente,\r\ninnovationsoffene und nachhaltige Gewährleistung der Versorgungssicherheit.\r\nVor diesem Hintergrund erscheint die Einführung von zentral geplanten\r\numfassenden Kapazitätsfördermechanismen weder erforderlich noch geeignet.\r\nLiteraturverzeichnis\r\nACER (2020): Methodology for calculating the value of lost load, the cost of new\r\nentry and the reliability standard, European Union Agency for the Cooperation of\r\nEnergy Regulators, 2.10.2020.\r\nACER (2025): Security of EU electricity supply – 2025 Monitoring Report, European\r\nUnion Agency for the Cooperation of Energy Regulators, 20.11.2025.\r\nAEUV (2016): Konsolidierte Fassungen des Vertrags über die Europäische Union und\r\ndes Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union, Amtsblatt der\r\nEuropäischen Union, 7. 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Zitat von: URL: https://finance.ec.europa.eu/banking/insurance/motorinsurance_en?prefLang=de&etrans=de, Zugriff: 25.3.2026.\r\nKUEBLL (2022): Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen,\r\nAmtsblatt der Europäischen Union, 12.2.2022.\r\nMDR (2025): Vor-Ort-Besuch – Reiche zu Gaskraftwerken: Sorge im Osten\r\nunbegründet, MDR Sachsen, 4.8.2025, URL:\r\nhttps://www.mdr.de/nachrichten/sachsen/dresden/dresden-radebeul/gaskraftwerkkatherina-reiche-baustelle-infineon-100.html, letzter Zugriff: 23.3.2026.\r\nNeon (2026): Grids & Benefits, Neon Neue Energieökonomik GmbH, URL:\r\nhttps://neon.energy/grids-and-benefits/, letzter Zugriff: 13.3.2026.\r\nNon-Paper (2025): Non-paper Power Plant Strategy 2031, Draft, 31.12.2025.\r\nPJM (2025a): 2027/2028 Base Residual Auction Report, 17.12.2025.\r\nPJM (2025b): Market Design Project Road Map – Market Design and Economics, PJM,\r\nAugust 2025.\r\nSemianalysis (2026): Are AI Datacenters Increasing Electric Bills for American\r\nHouseholds?, Semianalysis, 3.3.2026. URL:\r\nhttps://newsletter.semianalysis.com/p/are-ai-datacenters-increasing-electric,\r\nletzter Zugriff: 21.3.2026.\r\nLITERATUR\r\n135\r\nStrombinnenmarktrichtlinie (2024): Richtlinie (EU) 2024/1711 des Europäischen\r\nParlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 zur Änderung der Richtlinien (EU)\r\n2018/2001 und (EU) 2019/944 in Bezug auf die Verbesserung des\r\nElektrizitätsmarktdesigns in der Union, Amtsblatt der Europäischen Union,\r\n26.6.2024.\r\nStrombinnenmarktverordnung (2024): Verordnung (EU) 2024/1747 des\r\nEuropäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 zur Änderung der\r\nVerordnung (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 in Bezug auf die Verbesserung des\r\nElektrizitätsmarktdesigns in der Union, Amtsblatt der Europäischen Union,\r\n26.6.2024.\r\nUPM (2019): UPM invests in Germany to reduce costs and emissions while\r\nincreasing flexibility to participate in electricity markets, UPM, Pressemitteilung vom\r\n24.10.2019, URL: https://www.upm.com/news-and-stories/releases/2019/10/upminvests-in-germany-to-reduce-costs-and-emissions-while-increasing-flexibility-toparticipate-in-electricity-markets/?utm_source=chatgpt.com, letzter Zugriff:\r\n31.3.2026.\r\nVIK (2026): Lang erwarteter Durchbruch: VIK begrüßt die Einigung zur\r\nKraftwerksstrategie, Verband der Industriellen Energie- & Kraftwirtschaft,\r\nPressemitteilung vom 16.1.2026, URL: https://vik.de/media-release/langeerwarteter-durchbruch-vik-begrusst-die-einigung-zur-kraftwerksstrategie, letzter\r\nZugriff: 25.3.2026.\r\nVolta Foundation (2026): 2025 Battery Report, URL:\r\nhttps://volta.foundation/battery-report-2025/, letzter Zugriff: 16.3.2026.\r\nVW (2026): VW Kraftwerk GmbH Unternehmen und Standorte, URL:\r\nhttps://www.vwkraftwerk.de/unternehmen#Standorte, letzter Zugriff: 23.3.2026.\r\nWissenschaftlicher Dienst des Bundestages (2025): EU-Beihilferechtliche Fragen\r\nzu Kapazitätsmechanismen, Sachstand, EU 6 – 3000 – 061/24, Deutscher\r\nBundestag, Unterabteilung Europa, Fachbereich Europa, 23. Januar 2025. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-21"}]},{"statementNumber":"SG2603260079","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8c/fc/712850/Stellungnahme-Gutachten-SG2603260079.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Energiewende in Europa – das sind wir\r\n\r\nIndustriepolitik, Energiesicherheit und Klimaschutz zusammenführen. Das ist ein Kern europäischer Wettbewerbspolitik.\r\nUnsere Branchen können entscheidend dazu beitragen, klimaneutrale Wärmetechnologien zu unterstützen und die\r\nWärmewende zu einem Jobmotor für die EU zu machen. Wir haben in kürzester Zeit Milliarden in Produktion, R&D,\r\nUpskilling und nachhaltige Energieversorgung investiert - wir sind bereit.\r\nDie Weiterentwicklung von Förderinstrumenten sollte konsequent die Umsetzung der Ziele des EU-Programms NZIA\r\n(Net-Zero Industry Act) unterstützen und damit die Wettbewerbsfähigkeit der Industriestandorte Deutschland und der EU\r\nentschlossen stärken. Öffentliche Mittel aus CO2\r\n\r\n-Bepreisung und Steuereinnahmen, die Energiewende mitfinanzieren,\r\nsollten genutzt werden, um Wertschöpfung und Arbeitsplätze in Deutschland und der EU zu fördern. Dies ist kein\r\nProtektionismus, sondern gesunder Menschenverstand.\r\n\r\nDafür brauchen wir ausgewogene, wirkungsvolle Kriterien „Made in EU“ auf Basis des NZIA. Wir rufen die Bundesregie-\r\nrung dazu auf, dies im Fall einer Anpassung der Heizungsförderung zu berücksichtigen.\r\n\r\nKonkret schlagen wir vor:\r\n• Verlässliche und klare Förderbedingungen für private Haushalte bis zumindest 2028 zu erhalten,\r\num Verbraucherinvestitionen in zukunftsfähige, effiziente Heizungen zu erleichtern.\r\n\r\n• Planungssicherheit für Handwerk und Industrie zu schaffen, damit der Absatz von Wärmepumpen schritt-\r\nweise auf das Niveau des langjährigen Durchschnitts von Gaskesseln steigen kann – und dadurch für die\r\n\r\nTechnologie notwendige Skaleneffekte realisiert und Kosten gesenkt werden können.\r\n• Fördermittel gezielt und konsequent einzusetzen, um Wertschöpfung aus EU-Fertigung zu unterstützen –\r\ndies stärkt nachhaltig Arbeitsplätze vor Ort.\r\nDarüber hinaus sind verlässliche nationale und europäische Gebäudegesetzgebung im Einklang mit den Klimazielen\r\nsowie ein attraktiver Strompreis zentral. Wir müssen uns darauf verlassen können, dass der ETS 2 spätestens am\r\n1. Januar 2028 startet, damit mittelfristig die CO2\r\n\r\n-Bepreisung wirken kann und eine Degression in der Förderung\r\n\r\nermöglicht wird.\r\nMit diesen Rahmenbedingungen können wir das europäische Marktpotential ausschöpfen und durch die Marktgröße\r\nausreichende Finanzmittel für weitere Investitionen in Zukunftstechnologien generieren.\r\n\r\nEnergiewende in Europa, das sind wir. Lassen Sie uns diese Jahrhundertchance gemeinsam nutzen und im Brücken-\r\nschlag zwischen Politik, Industrie und Bürgern eine Förderlandschaft gestalten, welche die Energiewende in Europa für\r\n\r\nEuropa möglich macht.\r\nIhre Allianz „Energiewende in Europa für Europa“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-19"}]},{"statementNumber":"SG2604230020","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/38/726695/Stellungnahme-Gutachten-SG2604230020.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"strictly confidential\r\nIntegration von Wärmepumpen\r\n12.08.2024 1\r\nGespräch 1KOMMA5° x BMWE \r\nstrictly confidential\r\n2\r\nWallbox\r\n1K5° Solarmodul\r\n1K5° Batterie\r\nHeatpump\r\n1K5° Heartbeat AI Smart Meter\r\nDER\r\nONE-STOP-SHOP\r\nFÜR JEDEN\r\nKUNDEN\r\nstrictly confidential\r\nWärmepumpen-Integration: SG Ready vs “State of the Art”\r\nWärmepumpen-Integration 101\r\n1KOMMA5° Ansatz\r\n● Möglichst direkte Steuerung, sodass wir Kausalität zwischen unseren Steuerungsbefehlen und dem\r\nVerhalten herstellen können für maximalen Effekt und Transparenz\r\n● Enge Zusammenarbeit mit wenigen Herstellern, da sehr fundiertes Wissen über ihre Steuerung vorhanden\r\nsein muss → verlangsamt die Ausweitung der positiven Effekte auf andere Hersteller\r\n● Bemühungen, eine möglichst standardisierte Parametrisierung der Wärmepumpen sicherzustellen, um eine\r\noptimale Funktionsweise in der Masse zu garantieren\r\n\r\nBewertung von SG-Ready\r\n● SG-Ready ist eine sehr simplifizierte Abstraktionsebene, die den Herstellern (zu) viel Spielraum bei der\r\nUmsetzung gibt und sich dadurch sehr eingeschränkt als Steuerungselement über verschiedene Hersteller\r\nhinaus eignet (Beispiel Stiebel vs. Daikin)\r\n● Viele SG-ready Signale werden vom Wärmepumpencontroller ignoriert und es gibt keinen Feedback Loop,\r\nsodass eine Kausalität der Steuerung nur sehr eingeschränkt abgeleitet werden kann\r\nstrictly confidential\r\n● Anforderungen zur Netzdienlichkeit unzureichend (BEG 3.4.3.)\r\n● Smart Meter: “Es wird empfohlen, dass Wärmepumpen an ein zertifiziertes Smart-Meter-Gateway\r\nangeschlossen werden können [...]. Ab dem 1. Januar 2025 werden nur noch Wärmepumpen gefördert, die diese\r\nAnforderung erfüllen. ”\r\nSmart-Meter sind keine Voraussetzung, lediglich Anschließbarkeit\r\nNachweiserbringung über Beauftragung eines MSB hinzufügen (Einbau auf Wunsch nach §34 Abs 2\r\nNummer 1 MsbG oder Beauftragung wMSB nach (§5 Abs 1 MsbG)\r\n● Interoperabilität: “Förderfähige Wärmepumpen müssen über Schnittstellen verfügen, über die sie automatisiert\r\nnetzdienlich aktiviert und betrieben werden können (zum Beispiel anhand der Standards „SG Ready“ oder „VHP\r\nReady“)”\r\nStandards lediglich beispielhaft, Voraussetzung für Integratoren wertlos\r\nFörderfähige Wärmepumpen müssen über TCP/IP Schnittstellen verfügen, die einem externen\r\nEnergiemanagementsystem alle relevanten Telemetriedaten zur Verfügung stellen und über die sie\r\nautomatisiert netzdienlich aktiviert und betrieben werden können.\r\nFlexibilitätsanforderungen in BEG nicht zielführend\r\nBEG-Förderung\r\nstrictly confidential\r\n● SG Ready\r\n● VHP Ready\r\n● European “Code of Conduct”\r\n● EEBus\r\n● …\r\n Empfehlung 1KOMMA5°: Nicht (nur) auf use\r\ncases/Standards setzen, da sie die Möglichkeiten zur\r\nOptimierung des Energieverbrauchs einschränken.\r\nStattdessen/zusätzlich sollten standardisierte Daten zur\r\nVerfügung gestellt werden, um Einfluss auf Temperaturen\r\nund Energieverbrauch nehmen zu können.\r\nInteroperabilitätsstandards im Vergleich\r\nInteroperabilitätsstandards\r\nRead Read & Write\r\nVerpflichtend - Isttemperatur Raum\r\n- Isttemperatur draußen\r\n- Volumenstrom\r\n- operativer Modus\r\n- Leistungsaufnahme\r\n- Solltemperatur Raum\r\nOptional - Kompressorlaufzahl\r\n- Desinfektionen\r\n- COP (über Zeit)\r\n- Steuerung ein/aus\r\n- Urlaubsmodus ein/aus\r\nTable 1: Beispiel Datenset-Anforderungen Wärmepumpe"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-01-13"}]},{"statementNumber":"SG2606300422","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/76/f5/797092/Stellungnahme-Gutachten-SG2606300422.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1Komma5° GmbH\r\nNeuer Wall 35\r\n20354 Hamburg,\r\nDeutschland\r\nAn:\r\n[ ]\r\nMitglied des Deutschen Bundestages\r\n[ ]\r\n[ ]\r\nHamburg, den 24. Juni 2026\r\nBetreff: Verlässliche Wärmepumpenförderung: Bitte um Ihre Unterstützung\r\nSehr geehrter Herr [ ],\r\nals Geschäftsführer eines Heizungsbaubetriebs mit ] Arbeitsplätzen in Ihrem Wahlkreis und als\r\nTeil von 1KOMMA5°, einem der führenden Anbieter für Wärmepumpen und erneuerbare\r\nEnergielösungen in Deutschland, wende ich mich heute mit einem Anliegen an Sie, das mich und\r\nviele meiner Kolleginnen und Kollegen aktuell beschäftigt: der künftige Rahmen für die\r\nWärmepumpenförderung.\r\nIch erlebe täglich, wie die Förderung dazu beiträgt, dass sich Menschen für eine Wärmepumpe\r\nentscheiden und damit langfristig günstiger heizen und sich unabhängiger von steigenden Gasund Ölpreisen machen. Die Wärmewende wird nicht in Berlin entschieden, sie wird in den Häusern\r\nund Betrieben Ihres Wahlkreises umgesetzt. Was wir dafür brauchen, sind verlässliche\r\nRahmenbedingungen, die Investitionen ermöglichen statt erschweren. Konkret geht es mir dabei\r\num drei Punkte:\r\n1. Die Heizungsförderung zahlt sich für den Staat aus\r\nDie Heizungsförderung zahlt sich volkswirtschaftlich in besonderer Weise aus. Aktuelle\r\nEvaluierungsberichte belegen: Jeder eingesetzte Förder-Euro löst rund vier Euro an privaten\r\nInvestitionen aus. Allein 2025 wurden mit 4,8 Milliarden Euro Fördermitteln Investitionen von rund\r\n18,6 Milliarden Euro angestoßen, von denen 19 Prozent unmittelbar als Mehrwertsteuer an Bund und\r\nLänder zurückfließen. Der Großteil dieser Investitionen bleibt in der Region: bei\r\nHandwerksbetrieben wie meinem, bei Planern und Zulieferern in Ihrem Wahlkreis. Für\r\nHauseigentümer ist die Förderung dabei oft der konkrete Anstoß, den viele brauchen, um den\r\nSchritt zur klimafreundlichen Heizung jetzt zu gehen und nicht weiter aufzuschieben.\r\nEine Systemumstellung bringt neue Unsicherheit und Kaufzurückhaltung. Ein mahnendes Beispiel\r\nkommt aus Österreich: Dort haben kurzfristige Förderkürzungen den Wärmepumpenmarkt um rund\r\n30 Prozent einbrechen lassen. Eine ähnliche Entwicklung in Deutschland würde nach Einschätzung\r\nder Branche weit über 100.000 Installationen pro Jahr kosten, mit direkten Folgen für\r\nHandwerksbetriebe, Arbeitsplätze und das Klima.\r\n2. Förderung planbar senken, Förderlogik bewahren\r\nDas bestehende Fördersystem funktioniert. Betriebe und Hauseigentümer verlassen sich auf die\r\nLogik: eine Basisförderung als Sockel, ergänzt um etwa einen Einkommensbonus. Anpassungen\r\nsollten innerhalb des bewährten Systems erfolgen: Ein schrittweises Absenken der Fördersätze\r\nist grundsätzlich sinnvoll und für unsere Branche gut handhabbar, solange dieser\r\nDegressionspfad klar kommuniziert ist. Wer früher handelt, profitiert mehr. Das schafft echte\r\nAnreize, mit dem Heizungstausch nicht bis zur nächsten Havarie zu warten.\r\nVon einer gänzlich neuen Förderlogik, etwa durch Steuergutschriften, einen Einkommens-Deckel\r\noder durch Umstellung auf Absolutbeträge, raten wir dringend ab. Wichtig ist: die Wärmepumpe\r\nmuss sich weiter rechnen - und auch einkommensstarke Kunden rechnen mit spitzem Bleistift.\r\nJede grundlegende Änderung der etablierten Förderlogik bringt neue Verunsicherung und\r\nBürokratie auf allen Seiten und bremst genau die Investitionen, die gerade erst richtig Fahrt\r\naufgenommen haben.\r\n3. Einen Bonus für europäische Fertigung einführen\r\nEuropäische Hersteller von Wärmepumpen stehen im direkten Wettbewerb mit staatlich\r\nsubventionierten Anbietern aus Drittstaaten wie China. Ein Förderbonus für Wärmepumpen, deren\r\nKernkomponenten in Europa gefertigt wurden, stärkt heimische Arbeitsplätze, sichert Lieferketten\r\nund macht Deutschland unabhängiger von Importen. Das ist eine Chance, die wir jetzt nutzen\r\nsollten - etwa durch einen signifikanten Made-in-Europe Bonus.\r\nSehr geehrter Herr [ ], ich bitte Sie und Ihre Fraktionskolleginnen und -kollegen: Setzen Sie\r\nsich für eine verlässliche Wärmepumpenförderung ein, die innerhalb des bewährten Systems\r\nangepasst wird, und europäische Wertschöpfung stärkt. Das ist gut für die lokale Wirtschaft, gut\r\nfür Hauseigentümer, die langfristig günstiger heizen, und ein Beitrag dazu, dass die Wärmewende\r\nnicht an Bürokratie und Unsicherheit scheitert, sondern in den Häusern und Betrieben Ihres\r\nWahlkreises ankommt.\r\nFür ein persönliches Gespräch stehe ich Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-06-24"}]},{"statementNumber":"SG2606300424","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/54/5b/797094/Stellungnahme-Gutachten-SG2606300424.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Integration von Wärmepumpen, 15.06.2026\r\n12.08.2024 1\r\nGespräch 1KOMMA5° x BMWE \r\nstrictly confidential\r\nVorteile externer Steuerungssignale für\r\nKunden und System:\r\n● Kostenoptimierung (dyn. Tarif)\r\n● Netzoptimierung (§14a EnWG)\r\n● Eigenverbrauchsoptiomierung\r\n(bei PV)\r\nTiefere Interoperabilitätsstandards und Datenset-Ebene\r\nerhöhen den Nutzen für Kunden und System\r\nBMWE Gespräch, 15.06.26\r\nSG Ready\r\nStandardisierung\r\n(zB EEBus)\r\nDatenset-Bereitstellung\r\nBessere Use-Case definition als SG Ready\r\nErlaubt “simple” Befehle\r\nRein deutscher Standard\r\nFestgelegte use-cases\r\nStandard-Auswahl immer arbiträr, BEG ist\r\nmarktbestimmend\r\nUndefinierte Outputs\r\nNicht digital, per Relais\r\nJeder Hersteller anders\r\nkein Feedback\r\nKeine Vorfestlegungen von use cases und\r\nAbstraktionsebenen\r\nOffenheit für technische und regulatorische\r\nNeuentwicklung\r\nInternational anschlussfähig\r\nohnehin Teil des EU Data Acts (Read Data)\r\nBEG Reform ?\r\nWo gehen die Daten hin?\r\n● Read-Werte werden lokal entnommen (nach\r\nZustimmung durch Endkunden)\r\n● U.u. Übertragung in die Cloud zur\r\nVerarbeitung\r\nWelche Daten fließen zurück?\r\n● Temperatur-Sollwerte\r\n● Netzdienliche Leistungsbegrenzung\r\n● Absicherung der Datenflüsse basierend auf\r\nEU Regularien - u.a. RED und CRA\r\nAnforderungsprofil an eine steuerbare Wärmpeumpe\r\nDatenverwendung durch Drittparteien\r\nBMWE Gespräch, 15.06.26\r\nRead Read & Write\r\nVerpflich\r\ntend\r\n- Leistungsaufnahme\r\nIsttemperatur Raum\r\n- Isttemperatur draußen\r\n- Volumenstrom\r\n- operativer Modus\r\n- Vorlauf und Rücklauf Temp\r\n- Fehler\r\n- Geräteidentifikation\r\n- Leistungsbegrenzung\r\n- Solltemperatur Raum\r\n- Solltemperatur Warmwasser\r\n- Betriebsmodus\r\nOptional - Kompressorlaufzeit\r\n- Desinfektionen\r\n- COP (über Zeit)\r\n- Sonderbetriebsarten\r\n- Steuerung ein/aus\r\n- Urlaubsmodus ein/aus\r\n- Zusatzheizung\r\n- SG-ready\r\n- Hysterese"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-06-15"}]},{"statementNumber":"SG2610010054","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/89/ae/855009/Stellungnahme-Gutachten-SG2610010054.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Anforderungen an die digitale\r\nSchnittstelle von Wärmepumpen in der\r\nBundesförderung für effiziente Gebäude (BEG)\r\nDatenzugang sichern: Ein herstellerunabhängiges Mindestdatenset für die\r\nAnforderungen ab dem 1. Juli 2027\r\n\r\nK U R Z FA S S U N G\r\n— Die digitale Schnittstelle nach Nummer 3.4.3 der Technischen Mindestanforderungen\r\n\r\nerfüllt zwei Funktionen: die netzorientierte Steuerung nach § 14a EnWG und die Einbin-\r\ndung in Energiemanagementsysteme. Für die erste Funktion bestehen mit EEBUS und\r\n\r\nden technischen Regeln der Bundesnetzagentur verbindliche Vorgaben. Für die zweite\r\nfehlt bislang eine Konkretisierung.\r\n\r\n— Ein ausschließlich anwendungsfallbasierter Ansatz bildet die Anforderungen der zwei-\r\nten Funktion nicht ab. Ein Energiemanagementsystem muss das tatsächliche Betriebs-\r\nverhalten der Wärmepumpe erfassen und einzelne Sollwerte innerhalb klar definierter\r\n\r\nGrenzen setzen können.\r\n— Wir schlagen vor, das ab dem 1. Juli 2027 geforderte Schnittstellenformat im Infoblatt\r\num ein herstellerunabhängiges Mindestdatenset zu ergänzen. Verpflichtend schreibbar\r\nsollten Leistungsbegrenzung, Betriebsmodus sowie Raum- und Warmwassersollwert\r\n\r\nsein. Sicherheitslogiken, technische Grenzwerte und Schutzfunktionen verbleiben voll-\r\nständig beim Hersteller.\r\n\r\n01 Ausgangslage: Eine Schnittstelle mit zwei Funktionen\r\n\r\nNummer 3.4.3 der Technischen Mindestanforderungen verlangt für neu eingebaute Wärme-\r\npumpen eine digitale Schnittstelle zur netzorientierten Steuerung und zur Anbindung an ein in-\r\ntelligentes Messsystem einschließlich Steuerungseinrichtung. Die Schnittstelle muss interope-\r\nPOSITIONSPAPIER · DIGITALE SCHNITTSTELLE VON WÄRMEPUMPEN (BEG) BERLIN, AUGUST 2026\r\n\r\n1KOMMA5° · gridX · Octopus Energy · SPiNE · thermondo\r\n\r\nrabel ausgestaltet sein und zugleich die Einbindung in Energiemanagementsysteme ermögli-\r\nchen. Ab dem 1. Juli 2027 ist sie in einem dem Code of Conduct for Energy Smart Appliances\r\n\r\nder Europäischen Kommission entsprechenden Format auszuführen.\r\na Anbindung an die Steuerungseinrichtung und das intelligente Messsystem\r\nZur Umsetzung der netzorientierten Steuerung nach § 14a EnWG. Für diese Funktion\r\n\r\nbestehen mit EEBUS und den darauf aufbauenden technischen Regeln der Bundes-\r\nnetzagentur bereits verbindliche Vorgaben. Ein einheitlicher Standard auf dieser Ebene\r\n\r\nerleichtert es Messstellenbetreibern, eine große Zahl unterschiedlicher Wärmepumpen-\r\nmodelle digital und netzdienlich einzubinden.\r\n\r\nb Einbindung in Energiemanagementsysteme\r\n\r\nEin Energiemanagementsystem führt die Wärmepumpe mit Photovoltaikanlage, Spei-\r\ncher, dynamischen Stromtarifen und netzseitigen Signalen zu einem Gesamtsystem\r\n\r\nzusammen. Es kann diese Aufgabe nur erfüllen, wenn es das tatsächliche Betriebs-\r\nverhalten des Geräts kennt und einzelne Sollwerte innerhalb klar definierter Grenzen\r\n\r\nsetzen kann.\r\nWährend die erste Funktion durch verbindliche technische Regeln unterlegt ist, bestehen für\r\ndie zweite bislang keine konkretisierten Anforderungen.\r\n\r\n02 Anforderungen an die Einbindung in Energiemanagementsysteme\r\n\r\nEin Energiemanagementsystem benötigt hinreichend granulare Betriebsdaten der Wärme-\r\npumpe, unter anderem zu Leistungsaufnahme, Temperaturen, Volumenströmen, Betriebszu-\r\nständen und Fehlern. Ein ausschließlich anwendungsfallbasierter Ansatz („use cases“) bildet\r\n\r\ndiesen Bedarf aus drei Gründen nicht ab.\r\n\r\nAbstraktion vom Geräteverhalten\r\n\r\nSobald mehrere Optimierungs-\r\nziele gleichzeitig verfolgt werden,\r\n\r\netwa dynamischer Tarif, Eigen-\r\nverbrauch, netzseitige Vorgabe\r\n\r\nund Komfortgrenzen, ist eine\r\nfeste Zuordnung zu vorab\r\ndefinierten Anwendungsfällen\r\nzu starr.\r\n\r\nBindung an Gremienprozesse\r\nJede neue Anwendung erfordert\r\n\r\ndie Definition eines weiteren An-\r\nwendungsfalls. Die Standardisie-\r\nrung bleibt damit dauerhaft lang-\r\nsamer als die Entwicklung von\r\n\r\nMarkt und Regulierung.\r\n\r\nGrenzen des reinen Lesezugriffs\r\n\r\nLesezugriffe sind ein notwendi-\r\nger Startpunkt, um Wärmepum-\r\npen ohne zusätzliche Hardware\r\n\r\nauslesbar zu machen. Ein Ener-\r\ngiemanagementsystem, das\r\n\r\nausschließlich lesen kann, kann\r\nden Betrieb jedoch nur abbilden,\r\nnicht optimieren.\r\n\r\nPOSITIONSPAPIER · DIGITALE SCHNITTSTELLE VON WÄRMEPUMPEN (BEG) BERLIN, AUGUST 2026\r\n\r\n1KOMMA5° · gridX · Octopus Energy · SPiNE · thermondo\r\n\r\nErforderlich sind daher Schreibzugriffe in eng begrenztem Umfang. Sie beschränken sich auf\r\nParameter, die Nutzerinnen und Nutzer heute bereits über den Regler des Geräts oder\r\nüber die Anwendung des Herstellers einstellen können. Sicherheitslogiken, technische\r\nGrenzwerte und Schutzfunktionen verbleiben vollständig im Gerät und in der Verantwortung\r\ndes Herstellers.\r\nDas Mindestdatenset beschreibt keine neue technische Anforderung. Ein erheblicher Teil der\r\nheute am Markt verfügbaren Wärmepumpen bietet bereits Schnittstellen, die im Read- wie im\r\nWrite-Zugriff über den hier beschriebenen Umfang hinausgehen. Eine Festlegung im Infoblatt\r\n\r\nvereinheitlicht diese Praxis und macht sie für alle Marktteilnehmer verlässlich. Davon profitie-\r\nren Endkundinnen und Endkunden, die ihre Anlage unabhängig vom Hersteller in ein Energie-\r\nmanagementsystem einbinden können, ebenso wie Verteilnetzbetreiber, für die die Flexibilität\r\n\r\nhinter dem Zähler planbar nutzbar wird.\r\n\r\n03 Formulierungsvorschlag für das Infoblatt\r\n\r\nDie Richtlinie enthält die maßgeblichen Merkmale bereits. Offen ist, wie sie im Vollzug ausge-\r\nfüllt werden. Wir schlagen vor, die folgenden vier Punkte in das Infoblatt aufzunehmen.\r\n\r\nVORSCHLAG FÜR EINE KLARSTELLUNG I M INFOBLATT ZU DEN FÖRDERFÄHIGEN\r\nM ASSNAH M EN UND LEISTUNGEN\r\n1. Das nach Nummer 3.4.3 der Technischen Mindestanforderungen ab dem 1. Juli 2027\r\n\r\ngeforderte Format umfasst ein herstellerunabhängiges Mindestdatenset. Dieses be-\r\nsteht aus Betriebs- und Geräteinformationen mit verpflichtendem Lesezugriff sowie\r\n\r\nSteuerparametern mit verpflichtendem Lese- und Schreibzugriff.\r\n2. Dem Lese- und Schreibzugriff unterliegen mindestens die Leistungsbegrenzung, der\r\n\r\nBetriebsmodus, der Raumtemperatur-Sollwert und der Warmwassertemperatur-Soll-\r\nwert. Diese Parameter müssen unmittelbar gesetzt werden können, ohne dass ein\r\n\r\nvorab definierter Anwendungsfall zwischengeschaltet ist.\r\n3. Interoperabel im Sinne der Nummer 3.4.3 ist ab dem 1. Juli 2027 eine Schnittstelle,\r\nderen Spezifikation öffentlich dokumentiert ist.\r\n\r\n4. Sicherheitslogiken, technische Grenzwerte und Schutzfunktionen verbleiben vollstän-\r\ndig im Gerät und in der Verantwortung des Herstellers. Der Zugriff auf die Schnittstelle\r\n\r\nerfolgt nach Zustimmung der Endkundinnen und Endkunden.\r\n\r\nDer Code of Conduct bleibt dabei der maßgebliche Rahmen. Das Mindestdatenset ergänzt ihn\r\nund tritt nicht an seine Stelle.\r\nPOSITIONSPAPIER · DIGITALE SCHNITTSTELLE VON WÄRMEPUMPEN (BEG) BERLIN, AUGUST 2026\r\n\r\n1KOMMA5° · gridX · Octopus Energy · SPiNE · thermondo\r\n\r\nDer Vorschlag entspricht zugleich der Zielrichtung des europäischen Data Acts, der den\r\nZugang der Nutzerinnen und Nutzer zu den Daten vernetzter Produkte stärkt und ihnen\r\nermöglicht, diese Daten auf eigenen Wunsch mit Dritten zu teilen. Ein standardisiertes\r\nMindestdatenset macht dieses Recht in der Praxis nutzbar.\r\n\r\nDie Förderung erkauft Steuerbarkeit. Diese entfaltet ihren Nutzen über die gesamte Nutzungs-\r\ndauer der Geräte jedoch nur, wenn geförderte Wärmepumpen tatsächlich in Energiemanage-\r\nmentsysteme eingebunden werden können. Wir bitten daher darum, die vorgeschlagenen Klar-\r\nstellungen bei der Erarbeitung des Infoblatts zu den förderfähigen Maßnahmen und Leistungen\r\n\r\naufzunehmen, und stehen für eine fachliche Erörterung gern zur Verfügung.\r\n\r\n\r\nAnhang: Verpflichtende Datenpunkte des Mindestdatensets\r\nAufgeführt sind ausschließlich die verpflichtenden Datenpunkte. Eine erweiterte Fassung mit\r\noptionalen Datenpunkten sowie den technischen Grundanforderungen an Protokoll, Auflösung und\r\nGenauigkeit liegt vor.\r\nVE R PF L I C H TE N D E R LESEZ U G R I F F\r\nDATENPUNKT WERT UND GENAUIGKEIT\r\nMomentane Leistungsaufnahme Heizung W, in 50-W-Schritten\r\nRaumtemperatur (interne Geräteregelung) °C\r\nWarmwassertemperatur (interne Geräteregelung) °C\r\nAußentemperatur der Wärmequelle °C\r\nTemperatur nach Plattenwärmetauscher °C\r\nTemperatur nach Zusatzheizung °C\r\nRücklauftemperatur Heizkreis °C\r\nVolumenstrom Heizkreis Liter pro Minute\r\nFehlerstatus mit dokumentierter Zuordnung der Fehlercodes Zahl\r\nGerätehersteller Text\r\nModell-ID Innen- und Außeneinheit Text\r\nSeriennummer Innen- und Außeneinheit Zahl\r\nVE R PF L I C H TE N D E R LESE- U N D S C H R EI B Z U G R I F F\r\nDATENPUNKT WERT UND GENAUIGKEIT\r\nLeistungsbegrenzung W\r\nBetriebsmodus mit dokumentierter Abbildung der Betriebsarten Text oder Zahl\r\nRaumtemperatur-Sollwert °C\r\nWarmwassertemperatur-Sollwert °C\r\n\r\nAbgrenzung\r\nDer Schreibzugriff beschränkt sich auf Parameter, die Nutzerinnen und Nutzer heute bereits\r\nüber den Regler des Geräts oder die Anwendung des Herstellers einstellen können. Die\r\nSchnittstelle ermöglicht ausschließlich autorisierte Zugriffe innerhalb der herstellerseitigen\r\nSicherheits- und Betriebsgrenzen. Der Datenzugriff erfolgt nach Zustimmung der Endkundin\r\noder des Endkunden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-08-07"}]},{"statementNumber":"SG2610010055","regulatoryProjectNumber":"RV0023311","regulatoryProjectTitle":"Förderbedingungen BEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fa/37/855032/Stellungnahme-Gutachten-SG2610010055.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Planbare Degression statt Systembruch: Wärmepumpenförderung effizienter gestalten\r\n1KOMMA5° GmbH  |  Berlin, Juni 2026\r\n\r\n\r\n\r\nForderungen:\r\nDegressionspfad im bewährten System: Ein jährliches Absenken der Fördersätze ist sinnvoll und für die Branche handhabbar, sofern die bestehende Struktur aus Basisförderung (Sockel) und Boni verlässlich erhalten bleibt. Einen pauschalen Abschlag von 5% im Zuge der Haushaltskonsolidierung tragen wir in diesem Rahmen ausdrücklich mit.\r\nKeine neue Förderlogik: Verzicht auf Steuergutschriften, einen Einkommens-Deckel oder die Umstellung auf Absolutbeträge. Diese Optionen würden zentrale Zielgruppen der Förderung treffen und die anhaltende Investitionsdynamik abwürgen.\r\nMade-in-Europe-Bonus: Einführung eines gezielten Förderbonus für Wärmepumpen mit europäischer Fertigung für fairere Wettbewerbsbedingungen gegenüber subventionierten Herstellern aus Drittstaaten und um Lieferketten zu sichern.\r\nFörderlücke in Wärmenetzausbaugebieten verhindern: Solange kein Wärmenetz verfügbar ist, muss die Wärmepumpenförderung bestehen bleiben. Die Ausweisung eines Ausbaugebiets allein reicht dafür nicht: sie ist weder verbindlich noch an einen festen Zeitplan gebunden.\r\n\r\n1. Hohe Nachfrage, starker Investitionshebel\r\nDie Wärmepumpe hat sich zur führenden Heiztechnologie in Deutschland entwickelt. Mit 299.000 verkauften Einheiten im Jahr 2025 war sie die beliebteste Heiztechnik (+55 % zum Vorjahr), während Gas- und Ölheizungen deutlich an Beliebtheit einbüßen. Verbraucher entscheiden sich aus ökonomischer Vernunft für die Wärmepumpe: wegen niedrigerer Betriebskosten, höherer Effizienz und mehr Unabhängigkeit von fossilen Energiepreisen. Diese Dynamik hält an: Die KfW-Förderzusagen stiegen von Januar (23.520) bis Mai 2026 (36.876) um 57 Prozent. \r\nDahinter steht eine starke heimische Wertschöpfung mit über 100.000 Beschäftigten im Mittelstand und Handwerk. Jeder eingesetzte Förder-Euro löst zudem rund vier Euro private Investitionen aus (2025: 4,8 Mrd. Euro Förderung stießen 16,8 Mrd. Euro Investitionen an), wovon allein 19 Prozent als Mehrwertsteuer unmittelbar an Bund und Länder zurückfließen.\r\n2. Planbare Degression statt Förderbruch\r\nDas bestehende Fördersystem funktioniert. Betriebe und Hauseigentümer verlassen sich auf die bewährte Logik: eine Basisförderung als Sockel, ergänzt etwa um einen Einkommensbonus. Eine jährliche Absenkung der Förderung innerhalb dieses Systems tragen wir ausdrücklich mit. Ein pauschaler Abschlag von 5% Prozent auf die förderfähigen Kosten im Zuge der Haushaltskonsolidierung ist branchenseitig handhabbar. Zudem braucht es einen klar kommunizierten Degressionspfad für die kommenden Jahre. Wer früher handelt, profitiert mehr. Das zieht volkswirtschaftliches Wachstum ins Heute.\r\n\r\nVon einer gänzlich neuen Förderlogik raten wir dringend ab, etwa durch eine Einkommensgrenze. Auch der typische Eigenheimbesitzer mit solidem Einkommen berechnet sehr genau, wann sich die Investition im Vergleich zur Gasheizung amortisiert. Ohne Förderung greift er zur günstigeren Alternative. Eine Umstellung auf Absolutbeträge oder Steuergutschriften lehnen wir ab: Anteilsbasierte Förderung berücksichtigt automatisch die sehr unterschiedlichen Investitionskosten je Gebäudetyp, absolute Beträge benachteiligen größere Gebäude strukturell. \r\n\r\nMit dem GModG soll wieder Planungssicherheit im Heizungskeller einkehren. Ein abrupter Systemwechsel bei der BEG-Förderung würde diesem Ziel entgegenwirken und zwangsläufig die laufende Investitionsdynamik unterbrechen, wie der Blick nach Österreich zeigt: Abrupte Änderungen am Förderregime führten dort 2024 zu einem Rückgang der Neuinstallationen um rund 30 Prozent.\r\n3. Europäische Wertschöpfung stärken\r\nDeutsche und europäische Wärmepumpenhersteller produzieren auf Spitzenniveau. Angesichts der gezielten Subventionierung von Herstellern in Drittstaaten wie China braucht es faire Wettbewerbsbedingungen, um diese technologische Vorreiterrolle zu sichern.\r\n\r\nIm Sinne des europäischen Industrial Accelerator Acts (IAA) fordern wir daher einen signifikanten „Made-in-Europe“-Bonus für die BEG. Die Implementierung erfolgt unbürokratisch über das etablierte Zollregime („originating in EU“) und kann über die bereits bestehenden Formulare der IHKs abgewickelt werden. So erhalten heimische Hersteller die Chance, sich im fairen Wettbewerb zu behaupten, Lieferketten werden gesichert und Investitionen in Entwicklung dort gehalten, wo die Technologieführerschaft entstanden ist.\r\n4. Förderlücke in Wärmenetzausbaugebieten verhindern\r\nWir lehnen einen Förderausschluss für Wärmepumpen in Wärmenetzausbaugebieten ab. Anders als bei einem bestehenden Wärmenetz mit Anschluss- und Benutzungszwang gibt es bei einer bloßen Planung keine Garantie, dass überhaupt je ein Netz entsteht: Das Wärmeplanungsgesetz stellt selbst klar, dass sich aus der Ausweisung kein Recht auf ein Wärmenetz ableiten lässt, es handelt sich um eine bloße Eignungsfeststellung.\r\nSelbst wenn ein Wärmenetz entsteht, dauert das in der Praxis oft bis zu zehn Jahre. Wenn in dieser Zeit die Heizung ausfällt, landen Eigentümer im förderrechtlichen Vakuum: Das Wärmenetz existiert nicht, jede andere Technologie ist nicht mehr förderfähig. Die Eigentümer werden mit den vollen Kosten allein gelassen und zahlen die Rechnung für eine verzögerte kommunale Wärmewende, die sie selbst gar nicht beschleunigen können. Das Ergebnis wäre nicht mehr, sondern weniger Klimaschutz: Eigentümer halten länger an der fossilen Heizung fest oder ersetzen sie ungefördert durch eine neue. Genau das widerspricht dem in der Förderrichtlinie selbst festgelegten Zweck der BEG, die THG-Emissionen zu mindern und den Anteil erneuerbarer Wärme zu erhöhen.\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-07-03"}]},{"statementNumber":"SG2603260078","regulatoryProjectNumber":"RV0023312","regulatoryProjectTitle":"Qualitätsoffensive Prozesse","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/c0/712852/Stellungnahme-Gutachten-SG2603260078.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"POSITIONSPAPIER ZUR EEG/ENWG/MSBG NOVELLE \r\n“Qualitätsoffensive Digitalisierung” zur Stärkung des Verbraucherschutzes in der Niederspannung \r\nMit dem Regierungsentwurf zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energierecht hat der Bundestag die Möglichkeit, kundenrelevante Prozesse im Energiesystem zu beschleunigen und entsprechende Verfehlungen zu ahnden. Dies ist nötig, um die dezentrale Energiewende systemdienlicher und damit günstiger auszurichten. 1KOMMA5° zeigt Prozesse auf, die die Massentauglichkeit dezentraler Anlagen und damit das Kostensenkungspotential für Endkunden blockieren. Zudem werden Vorschläge zur besseren Durchsetzung bestehender oder neu zu verankernder Vorgaben und Fristen gemacht. \r\n1. Bilanzierung von Smart-Metern mit 15 Minuten-Werten \r\nProblem: Der Übergang vom Standard-Last-Profil zu 15-Minuten-Werten nach der Installation eines Smart Meters ist oftmals nicht in den Systemen der Verteilnetzbetreiber abbildbar. Ohne diese Umbilanzierung ist ein Smart-Meter praktisch nutzlos. Seit 6.6.25 besteht eine Pflicht zur sofortigen Umbilanzierung bei IMSys Einbau (TAF7). Weiterhin zeigt sich jedoch, dass nur 50 Prozent der Verteilnetzbetreiber dies zuverlässig umsetzen. \r\nLösung: Ein pauschalierter Schadensersatz pro Monat vom VNB an den Lieferanten, in dem ein IMSys angemeldet, jedoch nicht korrekt bilanziert wurde. Zu verankern wäre dies in §12 Abs. 5 StromNZV i.V. § 55 Abs. 5 MsbG. Die Höhe des pauschalierten Schadensersatzes entspricht den durchschnittlichen Mehreinnahmen durch die Direktvermarktung plus den durchschnittlichen Ersparnissen eines dynamischen Tarifs binnen eines Monats. \r\n2. Smart-Meter-Quoten und “Einbau auf Kundenwunsch” durchsetzen \r\nProblem: Die in §45 MsbG verankerten Quoten der Messstellenausstattung zeigen laut Quartalsberichten der BNetzA bislang keine hinreichende Wirkung. Über 350 gMSB haben bislang weiterhin eine Rolloutquote von 0%. Am 31.12.2025 sollten diese bei 20% sein. \r\nLösung: Die in §45 MsbG hinterlegten Quoten müssen mit finanziellen Konsequenzen bei Nichterfüllung versehen werden. Die Bundesnetzagentur hat hier bislang keine Konsequenzen kommuniziert. Die Vorschläge zur “Kooperation” von grundzuständigen MSBs zur Erreichung der Quote (§41 Abs 1 MsbG-Entwurf) ist als “Bilanztrick” abzulehnen, da es die Durchsetzung aufweicht und den Rollout nicht beschleunigt. Zudem sollte der Vorschlag des Bundesrates aufgenommen werden (Empfehlungen 383/1/25), der bei Überschreitung der vier-monatigen Einbaufrist einen pauschalierten Schadensersatz von 100 Euro monatlich an den Kunden vorsieht (§34 Abs 2 MsbG).\r\n3. Anmeldung zur Direktvermarktung \r\nProblem: Unsere Daten zeigen, dass die Anmeldung zur Direktvermarktung im Extremfall bis zu einem Jahr dauern kann. Zwar besteht eine 4-Wochen Frist zur Mitteilung der Einspeise-Marktlokations-ID (§ 8b EEG). Jedoch deckt die MaLo ID weder den gesamten Prozess der Anmeldung zur Direktvermarktung ab, noch gibt es für §8b EEG einen wirksamen Durchsetzungsmechanismus. \r\nLösung: Etablierung einer Frist für die Rückmeldung der Anmeldung zur Direktvermarktung durch den Netzbetreiber von 8 Wochen. Zudem: Pauschalierter Schadensersatz je überzogenem Monat vom VNB an den Lieferanten für die Verfehlung der DV-Anmeldefrist und der MaLo-ID Übersendung. Die Höhe entspricht den durchschnittlichen Mehreinnahmen durch die Direktvermarktung binnen eines Monats. \r\n4. Spezifizierung von Netzanmeldeportalen \r\nProblem: Die Netzbetreiberportale zur Anmeldung von Anlagen und Verbrauchseinrichtungen sind seit 1.1.25 verpflichtend. Interne Auswertungen zeigen jedoch, dass zwei Drittel der Netzbetreiber bislang weiterhin kein Portal besitzen. Noch gravierender: Zwar haben wenige (große) Netzbetreiber nutzerfreundliche, voll-digitale Meldestrecken von Anmeldung bis zur Fertigmeldung etabliert. Ein weiterhin großer Anteil der VNB setzt jedoch auf simple pdf-Dokumenten-Ablagen (praktisch ein Email Postfach mit Domain), die keinen Mehrwert für die Anmeldung bieten. \r\nLösung: Die bislang in §8 Abs 7 EEG verankerte Pflicht zur Vereinheitlichung hat bislang weder die gewünschte Automatisierung noch Harmonisierung unter den VNB erwirkt. Hierfür müssen die Spezifizierungen aus §17 Absätze a bis c EEG Ref-E-2024 wieder aufgenommen werden. Diese wurden zwar vorgeschlagen, aber nach dem Koalitionsbruch nicht weiterverfolgt. Zentral ist dabei die Pflicht einer maschinenlesbaren Schnittstelle (API) zu den Portalen. \r\n5. Abmeldung vom Gasanschluss \r\nProblem: Auch die Dekarbonisierung in der Wärme wird von einer heterogenen Prozesspraxis bei den (Gas-) Verteilnetzbetreibern ausgebremst. So ist die Abmeldung vom Gasanschluss beim Einbau einer Wärmepumpe ein regional sehr unterschiedlicher Prozess. Während manche VNB ein einfaches Abstopfen für unter 100 Euro erlauben, fordern andere einen Rückbau der Gasleitung für bis zu 6000 Euro. \r\nLösung: §8 Abs 3 Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) muss klarstellen, dass eine einfache Stilllegung auf Kundenwunsch genügt, es sei denn, der Netzbetreiber kann außergewöhnliche, sicherheitsrelevante Gegengründe nachweisen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-14"}]},{"statementNumber":"SG2603270013","regulatoryProjectNumber":"RV0023313","regulatoryProjectTitle":"Entwicklung des EEG-Regimes für Kleinanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8d/e8/712854/Stellungnahme-Gutachten-SG2603270013.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nSmarte-PV-Anlagenförderung: Die Zukunft der EEG-Einspeisevergütung \r\nDie Koalition hat sich die Reform der Einspeisevergütung für PV-Anlagen zum Ziel gesetzt. Diese Reformbestrebung unterstützen wir, wenn sie von entsprechenden Maßnahmen flankiert wird. Die Einspeisevergütung hemmt Flexibilität am Strommarkt und sollte in eine am Strommarkt ausgerichtete Alternative übergehen. Damit dies gelingt, müssen folgende Bedingungen erfüllt sein: \r\nDie Einspeisevergütung muss in die Direktvermarktung mit Marktprämie übergehen: Die Marktprämien-Direktvermarktung passt den Vergütungsbedarf dem Strompreisniveau an und ermöglicht es, auf Marktsignale zu reagieren. Damit würden kleine Solaranlagen großen Anlagen gleichgestellt. Sollte stattdessen die Einspeisevergütung in der sonstigen Direktvermarktung ohne Marktprämie aufgehen, gäbe es für kleine Anlagen bei niedrigen Marktpreisen keine Absicherung mehr. Anders als für große Anlagen gäbe es dann für Hausbesitzer keine Investitionssicherheit mehr. Es besteht das erhebliche Risiko eines sofortigen Ausbaustopps im Kleinanlagen-Segment. Solch ein Fadenriss muss unbedingt vermieden werden.\r\n\r\n\r\nDie Direktvermarktung muss massentauglich umsetzbar sein, bevor sie zur Pflicht gemacht wird. Die heutigen Prozesse in der Direktvermarktung sind dies nicht. Die Prozesstreue und Einhaltung von Fristen durch die Netzbetreiber muss gesteigert werden. Diese brauchen oft Monate bis Jahre zur Bearbeitung der Anträge auf Direktvermarktung. Zur Verkürzung der Bearbeitungszeiten ist ein effektives Sanktionsregime für Prozessverstöße und Fristverletzungen nötig.\r\n\r\n\r\nAnreize zum vorzeitigen Austritt aus der Einspeisevergütung schaffen: Neben Neuanlagen muss der “EEG-Rucksack” von Bestandsanlagen verkleinert werden. Um Bestandsverträge zu achten, müssen diesen Kunden freiwillige Wechseloptionen in die Direktvermarktung angeboten werden. Dies kann, staatlich aufkommensneutral, über eine Management-Pauschale im Rahmen der Marktprämie oder über den “Eintausch” der verbleibenden EEG-Ansprüche gegen eine Investitionsprämie für Maßnahmen zur Flexibilisierung (zB Speicher, Smart Meter) geschehen. \r\n\r\n\r\n⁠Die Potentiale von Heimspeichern müssen ausgeweitet werden. Eine Direktvermarktung erfordert eine entsprechende Verschiebung der Solareinspeisung in den Morgen und Abend. Dafür braucht es Heimspeicher mit höheren Batteriekapazitäten als nur für den Eigenverbrauch. Diese sind in vielen Bundesländern in Eigenheimen faktisch verboten. Baurechtliche Hürden in den Bundesländern zur Begrenzung der Speicherkapazität müssen daher zunächst abgebaut werden.\r\n\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-14"}]},{"statementNumber":"SG2604210005","regulatoryProjectNumber":"RV0023313","regulatoryProjectTitle":"Entwicklung des EEG-Regimes für Kleinanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/5e/724956/Stellungnahme-Gutachten-SG2604210005.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"31. März 2026\r\n1KOMMA5° fordert schnelle Marktintegration statt\r\nstarrer Festvergütung\r\nDie Bundesregierung plant, die Förderung für kleine Photovoltaikanlagen abzuschaffen. Dies geht\r\naus einem Hausentwurf des Wirtschaftsministeriums zur Novelle des Erneuerbare-Energien-\r\nGesetzes (EEG) hervor. 1KOMMA5° unterstützt den Kerngedanken: Auch Kleinanlagen sollen\r\nkonsequent und zeitnah in den Strommarkt integriert werden. Die klassische Einspeisevergütung\r\nsollte durch ein technologieoffenes, marktbasiertes Modell ersetzt werden.\r\nMarktintegration braucht funktionierende Prozesse\r\nDamit dieser Systemwechsel praxistauglich gelingt, müssen zunächst die operativen\r\nVoraussetzungen geschaffen werden. Derzeit fehlen bei vielen Verteilnetzbetreibern skalierbare\r\nund massentaugliche Prozesse für die Direktvermarktung im Kleinanlagensegment. Wenn die\r\nPolitik Gesamtkosten senken und Effizienz steigern will, muss sie hier ansetzen. Solange diese\r\nStrukturen nicht zuverlässig funktionieren, darf der Übergang nicht zulasten der Anlagenbetreiber\r\ngehen. Deshalb sind geeignete Brückeninstrumente erforderlich. Wir formulieren vier zentrale\r\nForderungen für einen fairen und technologieoffenen Markt:\r\n1. Klarer Pfad in die Direktvermarktung – mit verbindlichen Meilensteinen\r\nDie EEG-Vergütung sollte möglichst zügig auslaufen. Dafür braucht es einen Übergang, der\r\nVertrauen bei Endkunden und Finanzierungsgebern schafft und Risiken begrenzt. Im ersten Schritt\r\nsollte das Marktprämienmodell beibehalten werden, bis gemeinsam mit den\r\nVerteilnetzbetreibern dauerhaft wirtschaftliche, skalierbare und verlässlich funktionierende\r\nProzesse etabliert sind. Verteilnetzbetreiber sollten bis spätestens 2029 nachweisen, dass\r\nmindestens 80 % der angemeldeten Neuanlagen „DV-ready“ sind.\r\nDie Direktvermarktung kann erst beginnen, wenn ein Smart Meter installiert ist und Daten-\r\n,\r\nBilanzierungs- und Abrechnungsprozesse stabil funktionieren. In der Praxis kann ein verlässlicher\r\nDatenfluss bis zu 12 Monate dauern.\r\nZur Entlastung der Verteilnetzbetreiber und zum Schutz der Kunden sollte das Übergangsgeld\r\n(Durchleitungs-Marktwert Solar) auf den einheitlichen anzulegenden Wert von 6,2 ct/kWh\r\nangehoben werden. Es sollte jedoch nur gezahlt werden, wenn Anlagen zur Direktvermarktung\r\nangemeldet sind. Spätestens ab 2029 oder nach der ersten erfolgreichen Abrechnung wechseln\r\ndie Anlagen in das Marktprämienmodell. Ein automatischer Vergütungsstopp beim Einbau eines\r\nSmart Meters ist abzulehnen. Er setzt Fehlanreize, begünstigt das Verharren im Status quo und\r\nstellt nicht sicher, dass die erforderlichen Marktprozesse tatsächlich funktionieren.\r\n2. Level Playing Field für alle Erzeuger\r\nGroße Wind- und Solarparks sichern ihre Investitionen über die Marktprämie ab. Für\r\nAusschreibungsanlagen < 25 kWp sind Förderungen von bis zu 10 ct/kWh vorgesehen. Kleine\r\nPV-Anlagen würden künftig vollständig dem Marktpreisrisiko ausgesetzt. Die Annahme, dass\r\nDachanlagedagegenn allein durch Eigenverbrauch wirtschaftlich sind, ist vor dem Hintergrund der\r\nneuen Netzentgeltsystematik der Bundesnetzagentur unklar.\r\nWir fordern daher die Gleichbehandlung aller Anlagengrößen in einem marktbasierten System.\r\nDie Nutzung der Marktprämie muss unabhängig von der Anlagengröße möglich sein.\r\nMarktintegration darf nicht von der Anlagengröße abhängen.\r\n3. Keine Restriktionen für steuerbare Anlagen ohne Förderung\r\nEin funktionierender Markt setzt voraus, dass Betreiber an allen relevanten Strommärkten\r\nteilnehmen können – ohne zusätzliche regulatorische Einschränkungen. Anlagen, die\r\nordnungsgemäß vermarktet werden oder nach §14a technisch steuerbar sind, dürfen keinen\r\npauschalen Einschränkungen unterliegen. Das heißt insbesondere:\r\n●\r\n●\r\n●\r\n●\r\n●\r\nkeine starre 50-Prozent-Kappung bei Neuanlagen (§ 9 Abs. 2b EEG-Entwurf)\r\nkein Nachweis der Steuerbarkeit für die Direktvermarktung (§10b EEG-Entwurf)\r\nkeine pauschalen Eingriffe bei negativen Strompreisen für direktvermarktete Neuanlagen\r\nkeine Netzentgelte auf zwischengespeicherten Strom (BNetzA-Festlegung)\r\nkeine Beschränkung der Speichergröße auf 20 kWh durch Länderbaurecht (EltBauVO)\r\n4. EEG-Kosten dort senken, wo der größte Hebel liegt: im Bestand\r\nDer Gesetzentwurf lässt das größte Kostensenkungspotenzial unberücksichtigt: ältere\r\nBestandsanlagen mit hohen Einspeisetarifen. 1KOMMA5° sieht hier allein für die EEG-Jahrgänge\r\ndes letzten Jahrzehnts ein Einsparpotenzial von 15,5 Mrd. Euro für den Bundeshaushalt bis 2035.\r\nDazu schlagen wir ein freiwilliges Wechselprogramm von der Einspeisevergütung in ein\r\nmarktbasiertes Modell (sonstige Direktvermarktung) vor. Durch den Wechsel sinken die\r\nstaatlichen Förderkosten. Ein Teil der frei werdenden Mittel kann gezielt als „Flex-\r\nInvestitionsprämie“ eingesetzt werden, etwa für die Nachrüstung von Speichern. So entsteht ein\r\nWin-win für Kunden und Staat: Der Haushalt wird entlastet, ohne den finanziellen Nutzen der\r\nAnlagenbetreiber zu mindern.\r\nNetzpaket: Vereinfachen statt verteuern\r\nAuch im zeitgleich veröffentlichten “Netzpaket” werden Prozessvereinfachungen außer Acht\r\ngelassen und neue Hürden für Kunden geschaffen. 1KOMMA5° identifiziert zwei zentrale Bereiche\r\nfür Verbesserungen:\r\n1. Klare Vorgaben, spürbare Konsequenzen\r\nWährend das Netzpaket die Ansprüche an den Netzausbau entschärft, bleiben stärkere Vorgaben\r\nan den Netzbetrieb außen vor. Zwar können oben vorgeschlagene Übergangsgelder den Weg in die\r\nDirektvermarktung für Kunden absichern, nachhaltige Prozessverbesserungen brauchen jedoch\r\nklare Fristen und finanzielle Konsequenzen. Wenn Verteilnetzbetreiber oder Messstellenbetreiber\r\ndiesen Fristen nicht nachkommen, muss das Gesetz einfach durchsetzbare\r\nEntschädigungszahlungen vorsehen. Zudem müssen klarere Vorgaben bei der Digitalisierung,\r\netwa die Pflicht zu standardisierten Schnittstellen bei Netzbetreiberportalen (§17 EnWG),\r\nProzesse automatisierbarer und kostengünstiger machen.\r\n2. Keine Baukostenzuschüsse für bestehende Netzanschlüsse\r\nDer vorgeschlagene Baukostenzuschuss gemäß §17 EEG-Entwurf suggeriert aufgrund seiner\r\noffenen Formulierung, dass Netzbetreiber künftig auch PV-Anlagen an bestehenden\r\nVerbrauchsanschlüssen („Prosumer“) mit einem Baukostenzuschuss belegen dürften. Dies wäre\r\nsinnwidrig, da kein neuer Netzanschluss geschaffen wird, sondern der bestehende Anschluss\r\nlediglich zusätzlich zur Einspeisung genutzt wird. Die Netzinfrastruktur ist also bereits finanziert.\r\nZugleich hätte dies spürbare Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit: Bei heute üblichen\r\nBaukostenzuschüssen für den Verbrauch würden für eine durchschnittliche PV-Anlage zusätzliche\r\nEinmalkosten von rund 1.000 Euro entstehen.\r\nUm einen Flickenteppich unterschiedlicher Netzbetreiberpraktiken nach Inkrafttreten des\r\nGesetzes zu vermeiden, sollte der Baukostenzuschuss erst nach einer Festlegung durch die\r\nBundesnetzagentur erhoben werden dürfen. Zudem sollten bestehende Verbrauchsanschlüsse\r\nausdrücklich ausgenommen werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-01"}]},{"statementNumber":"SG2604210007","regulatoryProjectNumber":"RV0023313","regulatoryProjectTitle":"Entwicklung des EEG-Regimes für Kleinanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/51/10/724958/Stellungnahme-Gutachten-SG2604210007.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Diskussionspapier\r\nPrivaten PV-Bestand in den Markt integrieren und\r\nBundeshaushalt massiv entlasten: Die\r\nFlex-Investitionsprämie\r\n\r\nStand: April 2026\r\nExecutive Summary: 15,5 Mrd. EUR Einsparung für den Staat bei gleichzeitiger Stärkung der\r\nNetzstabilität\r\n1KOMMA5° schlägt eine freiwillige Investitionsprämie für kleine PV-Bestandsanlagen vor, die bestehende\r\nVerträge für die Einspeisevergütung ablöst, 15,5 Mrd. EUR an Nominalwert-Einsparungen (12 Mrd. EUR\r\nBarwert) im zukünftigen Bundeshaushalt generiert und gleichzeitig 20 GWh neue Speicherkapazität zur\r\nNetzstabilisierung schafft.\r\nDie veraltete EEG-Förderstruktur mit garantierter Einspeisevergütung führt zu einem Überangebot an\r\nSolarstrom mit negativen Börsenpreisen, Netzbelastungen und hohen Zahlungsverpflichtungen für den\r\nBundeshaushalt bis 2044 gegenüber privaten PV-Betreibern.\r\nIm Gegenzug zur Prämie verpflichten sich die Haushalte zu Investitionen in Flexibilität (z.B. die\r\nNachrüstung eines Speichers) sowie zum Wechsel in die sonstige Direktvermarktung. Die Umsetzung\r\nkann haushaltsschonend über erprobte Mechanismen wie KfW- Tilgungszuschüsse samt\r\nZinsvergünstigungen umgesetzt werden. Damit wandelt der Bund unkalkulierbare Langzeitrisiken in einen\r\nsofortigen Modernisierungsimpuls um, der die Marktintegration privater PV-Anlagen und damit die\r\nNetzstabilität ohne zusätzliche Haushaltsbelastung fördert.\r\nDas Problem: Die EEG-Förderung für private\r\nPV-Bestandsanlagen ist eine Belastung für den\r\nBundeshaushalt\r\nDas ursprüngliche Förderdesign des deutschen\r\nErneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) stößt im\r\naktuellen Stromsystem an seine\r\nwirtschaftlichen und systemischen Grenzen,\r\nobwohl es über zwei Jahrzehnte der\r\nentscheidende Motor für den Ausbau der\r\nSolarenergie war. Während in der Anfangsphase\r\nder Energiewende jede produzierte\r\nKilowattstunde Solarstrom zur Dekarbonisierung\r\n\r\nwillkommen war, führt das heutige Überangebot\r\nan sonnigen Tagen zunehmend zu Verwerfungen.\r\nEin strukturelles Problem ist das\r\n„Produce-and-Forget“-Prinzip der auf 20 Jahre\r\ngarantierten Einspeisevergütung. Da Haushalte\r\nunabhängig vom tatsächlichen Bedarf und den\r\naktuellen Börsenpreisen entlohnt werden,\r\nspeisen sie ihren Strom auch dann in großem\r\nUmfang ein, wenn die Netze bereits überlastet\r\nsind. Die Belastung des Bundeshaushalts\r\nwächst kontinuierlich an, da der Staat\r\ngegenüber privaten Betreibern von PV-Bestand\r\n\r\n1/3\r\n\r\nzu künftigen Zahlungen im zweistelligen\r\nMilliardenbereich bis 2044 verpflichtet ist.\r\nDiese Ineffizienz führt zu einer erheblichen\r\nBelastung des Bundeshaushalts, da die\r\nfestgeschriebenen Vergütungssätze für\r\nAltanlagen weit über dem aktuellen und\r\nprognostizierten Marktwert des Solarstroms\r\nrangieren. Da diese Vergütungssätze für den\r\nBestand gesetzlich fixiert sind, bleiben sie von\r\nkünftigen Reformen für Neuanlagen unberührt.\r\nOhne ein attraktives, freiwilliges Wechselangebot\r\nbleibt der Fiskus somit auf diesen starren\r\nMilliardenverbindlichkeiten sitzen.\r\nBesonders kritisch ist die Subventionierung von\r\nStrom mit negativem Marktwert, für die allein\r\nzwischen 2020 und 2024 knapp 1 Mrd. EUR an\r\nFördergeldern gezahlt wurde. In diesen\r\nMomenten finanziert der Steuerzahler die\r\nErzeugung eines Produktes, dessen Abnahme am\r\nMarkt zusätzliche Kosten verursacht, anstatt\r\neinen Anreiz für die notwendige\r\nZwischenspeicherung zu bieten. Das enorme\r\ntechnologische Potenzial bleibt ungenutzt, da\r\ngarantierte hohe Vergütungen den\r\nökonomischen Druck zur Investition in\r\nFlexibilität nehmen. Derzeit verfügen nur etwa\r\n30 % der PV-Kleinanlagen über einen\r\nBatteriespeicher. Dies treibt die Systemkosten\r\nfür die gesamte Wirtschaft unnötig in die Höhe,\r\ngefährdet die Netzstabilität und reißt ein Loch in\r\nden Bundeshaushalt.\r\nDie Lösung: Einführung einer freiwilligen\r\nFlex-Investitionsprämie\r\nUm die fiskalische Belastung zu entschärfen\r\nund gleichzeitig das Netz zu entlasten, schlagen\r\nwir die Einführung einer freiwilligen\r\nFlex-Investitionsprämie vor. Das Konzept,\r\nwelches auf einer von 1KOMMA5° durchgeführten\r\nStudie basiert, sieht vor, die bisherige Förderung\r\nvon der reinen Stromeinspeisung auf die\r\n\r\nBereitstellung von Flexibilität umzulenken. Der\r\nStaat bietet den Betreibern eine Pauschalzahlung\r\nzur vorzeitigen Ablösung ihrer Förderansprüche\r\nan, anstatt über die verbleibende Laufzeit von bis\r\nzu 20 Jahren monatliche Einspeisevergütungen\r\nauszuzahlen. Die Prämie ist so kalkuliert, dass die\r\nInvestition für den Bürger attraktiv bleibt,\r\nwährend der Staat massiv spart. Da der Haushalt\r\ndank Speicher weniger teuren Strom zukaufen\r\nmuss und bessere Preise am Markt erzielt,\r\nstabilisiert er seine Einnahmen selbst. Der Fiskus\r\nspart so pro Anlage im Durchschnitt 4.915 EUR\r\n(Barwert), ohne dass der Bürger einen Cent\r\nverliert.\r\nDer Mechanismus funktioniert in der Praxis durch\r\neinen gezielten Technologiewechsel: Im\r\nGegenzug für die Auszahlung verpflichten sich\r\ndie Haushalte, die Mittel in die Nachrüstung\r\neines Batteriespeichers zu investieren und\r\ndauerhaft in die sonstige Direktvermarktung zu\r\nwechseln. Damit wird die Anlage aus der starren\r\nstaatlichen Preisgarantie gelöst. Der Betreiber\r\nverkauft seinen Strom fortan eigenständig am\r\nMarkt und nutzt den Speicher, um die\r\nEinspeisung in Hochpreisphasen zu verschieben.\r\nGleichzeitig wird hierdurch der lukrative\r\nEigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms\r\nmassiv incentiviert, anstatt das Netz bei solarem\r\nÜberangebot weiter zu belasten. Ein konkretes\r\nBeispiel verdeutlicht den Vorteil: Ein Haushalt\r\nmit einer 8-kWp-Anlage aus dem Jahr 2015 kann\r\neine Sofortprämie von rund 3.017 EUR erhalten,\r\nanstatt über die restlichen elf Jahre auf nominale\r\nZahlungen von 5.710 EUR zu warten. In\r\nKombination mit einer höheren Eigenversorgung\r\nund gestiegenen Markterlösen durch eine\r\noptimierte Einspeisung, wird die\r\nEinkommensneutralität für den PV-Betreiber\r\nerreicht.\r\nDie fiskalische Entlastung beläuft sich auf einen\r\nheutigen Wert von ca. 15,5 Mrd. EUR, wodurch\r\n2/3\r\n\r\ndieser Weg ökonomisch deutlich effizienter als\r\ndas bisherige System ist. Über den gesamten\r\nteilnahmeberechtigten Bestand von ca. 2,4\r\nMillionen betroffenen Anlagen (2015–2025)\r\nentspricht dies nominal 15,5 Mrd. EUR (Barwert:\r\n12 Mrd. EUR). Die Analyse zeigt, dass der Staat\r\ndurch die Vermeidung zukünftiger Marktprämien\r\npro Anlage im Durchschnitt 4.915 EUR (Barwert)\r\neinspart, ohne die Bürger schlechter zu stellen.\r\nNeben der finanziellen Ersparnis gewinnt das\r\nStromsystem rund 20 GWh neue\r\nSpeicherkapazität. Dies stärkt die Netzstabilität\r\nund senkt die Häufigkeit negativer Strompreise.\r\nZudem reduziert der gezielte Speicherausbau\r\nden Bedarf an fossilen Backup-Kraftwerken.\r\nUmsetzungsoptionen\r\nDie größte Hürde für die politische Realisierung\r\nder Flex-Investitionsprämie ist die zeitliche\r\nVerschiebung der Zahlungsströme. Während das\r\nModell über einen Zeitraum von 20 Jahren\r\nmassive Kosten einspart, erfordert die\r\nUmstellung der 2,4 Millionen Haushalte zunächst\r\ndie Bereitstellung von Kapital. Um diese\r\nfiskalische „Herausforderung“ im aktuellen\r\nBundeshaushalt aktiv zu steuern, bieten sich\r\nmehrere erprobte Finanzierungsmechanismen\r\nan. Diese Ansätze ermöglichen es, die staatliche\r\nBelastung zeitlich zu strecken, während der\r\nBürger den vollen Modernisierungsimpuls sofort\r\nerhält.\r\n● KfW-geförderte Tilgungszuschüsse nutzen\r\ndie bestehende Bankeninfrastruktur, um\r\nprivates Kapital für die\r\nSpeicher-Nachrüstung zu mobilisieren. Bei\r\ndieser Option beantragt der Haushalt über\r\nseine Hausbank einen zinsgünstigen\r\nKfW-Kredit für die Investition. Die\r\nFörderprämie wird dabei direkt als\r\nZinsverbilligung und über mehrere Jahre\r\ngestreckten Tilgungszuschuss gewährt, was\r\ndie Kreditlast für den Haushalt unmittelbar\r\n\r\nsenkt. Ein Vorteil für die öffentliche Hand ist\r\ndie Erfolgskontrolle: Der staatliche Zuschuss\r\nfließt erst an die KfW, wenn die\r\nInbetriebnahme des Speichers nachgewiesen\r\nist. Dieses Modell stellt sicher, dass\r\nFördermittel gezielt für die Flexibilisierung\r\ndes Stromsystems eingesetzt werden.\r\n● Das Tranchen-Modell mit Vorfinanzierung:\r\nDie Prämie wird über drei Jahre in festen\r\nRaten ausgezahlt, was den Mittelabfluss für\r\nden Bund präzise kalkulierbar macht. Um die\r\nInvestitionshürde für Haushalte zu\r\neliminieren, können spezialisierte\r\nFinanzdienstleister oder Hausbanken diese\r\ngesicherten Forderungen vorfinanzieren. Der\r\nHaushalt erhält den Förderbetrag dadurch\r\nsofort als Abzug auf der Rechnung, während\r\nder Staat die Finanzierung über die Zeit\r\ngestreckt aus den EEG-Einsparungen leistet.\r\n● Übertragbare Steuergutschriften (Cessione\r\ndel Credito): In Anlehnung an europäische\r\nModernisierungsprogramme kann die Prämie\r\nals mehrjährige Steuergutschrift gewährt\r\nwerden. Haushalte haben die Option, diesen\r\nAnspruch direkt an den Fachbetrieb zu\r\nübertragen und erhalten im Gegenzug einen\r\nSofort-Nachlass auf die Rechnung. Der\r\nfiskalische Effekt schlägt sich für den Staat\r\nnicht als unmittelbarer Cash-Abfluss,\r\nsondern zeitversetzt über reduzierte\r\nSteuereinnahmen in den Folgejahren nieder.\r\nDiese Lösungsoptionen verdeutlichen, dass eine\r\nkluge Strukturierung der Auszahlungen die\r\nfiskalische Handlungsfähigkeit des Staates\r\nvollumfänglich wahrt. Durch intelligente\r\nFinanzierung werden künftige Einsparungen von\r\n15,5 Mrd. EUR schon heute nutzbar gemacht, um\r\ndie Energiewende im Bestand ohne zusätzliche\r\nBelastung der kommenden Haushaltsjahre zu\r\nbeschleunigen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-13"}]},{"statementNumber":"SG2603270094","regulatoryProjectNumber":"RV0023345","regulatoryProjectTitle":"Empfehlungen Steigerung Flexibilität im Energiesystem","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/23/713690/Stellungnahme-Gutachten-SG2603270094.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"\r\nPARLAMENTARISCHES  FRÜHSTÜCK  \r\nDie 255-Milliarden-Chance: Wie dezentrale Lösungen Kosten sparen. \r\nWIR FORDERN DIE KOSTENEFFIZIENTE UND  BEDARFSGERECHTE ENERGIEWENDE:\r\n\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nGesamtkosteneffizientes Energiesystem im Zusammenspiel aus  Erneuerbaren, Konventionellen und Dezentralen \r\nEinordnung Dezentrale Lösungen im Deutschen Energiemix \r\nErneuerbare  \r\nEnergien (EE) \r\n• (Künftige) Abdeckung des  \r\n\r\nDezentrale  \r\nLösungen (DL) \r\n• Systemperspektive: Abflachung  der Verbrauchsspitzen und  Bereitstellung von Flexibilität \r\n• Lokale Perspektive: Ausgleich  von Erzeugung und Nutzung  durch smarte Steuerung \r\nENERGIEMIX\r\nüberwiegenden Teils der  \r\nkontinuierlichen Last \r\n• Reduktion der CO2-Emissionen mit  niedrigen Erzeugungskosten • Hohe Unabhängigkeiten von  Energie- bzw. Brennstoffimporten \r\nKonventionelle  \r\nErzeugung (KE) \r\n• Absicherung der kontinuierlichen  Last bei längeren Dunkelflauten  • Strategische Reserve, flexibles  Backup und Industriekompatibilität \r\n\r\n4 \r\nDezentrale Lösungen bilden ein neues Ökosystem innerhalb des  Energiesystems \r\nÖkosystem ‘Dezentrale Lösungen’ \r\n\r\nENERGIEERZEUGUNG & -SPEICHERUNG Small-scale Photovoltaik (PV) \r\nKleinwindkraftanlagen \r\nBatteriespeicherlösungen/ \r\nHeimspeicher \r\nMOBILITÄT \r\nEVs als Batteriespeicher \r\nWallbox \r\nBidirektionales Laden \r\nSmarte, uni-direktionales Laden\r\nHEATING & COOLING Wärmepumpen \r\nKlimaanlagen \r\nSmarte Thermostate  \r\nINTELLIGENTE SYSTEME Smart Grids \r\nDemand Side Management Virtuelle Kraftwerke \r\n\r\nFLÄCHENDECKENDER SMART METER ROLL-OUT ALS ENABLER \r\n5 \r\n\r\n185-255 Mrd. EUR Mehrwert  bis 2045 \r\nMehrwert DL in Deutschland [EUR Mrd., 2025-2045] \r\nWertschöpfung des Verbrauchers \r\n• Investitionen durch Endverbraucher und KMUs 1 • Einsparungen bei Endverbrauchern und KMUs1) \r\n\r\n3 \r\nDeutsche  \r\nTechnologieführerschaft und  \r\nlokale Wertschöpfung \r\n25-35 \r\nEUR ca.  \r\n1 \r\nWertschöpfung  des Verbrauchers 120-160 \r\nGesamtkosteneffizienz im Energiesystem und der Flexibilitätskosten2 \r\n• Reduktionen der Anlagen- und Netzinvestitionen • Verringerung der Netzinstandhaltungskosten \r\n2 \r\nGesamtkosten -effizienz im  \r\n185-255 Mrd. \r\nDeutsche Technologieführerschaft und lokale  Wertschöpfung\r\nEnergiesystem \r\n40-60 \r\n1) KMUs = Klein- und Mittelbetriebe \r\n• \"Lokale\" Wertschöpfung der intelligenten Bestandteile \r\n• Neue Arbeitsplätze in Energietechnologie \r\n3 \r\n\r\n6 \r\nDie Kernergebnisse zusammengefasst und in Relation gesetzt \r\n\r\nBis zu 13 Mrd. EUR  \r\nWertschöpfung pro Jahr  bis 2045 \r\n\r\nErmöglicht ca. 40%  Senkung der  \r\nFlexibilitätskosten  \r\npro MWh (Kosten  \r\nRedispatch) \r\nJährliches  \r\nWertschöpfungspotenzial  entspricht ca. 50% des  Klima- und Trans \r\nformationsfonds \r\nSchafft ca. 100 Tsd. neue  Arbeitsplätze bis 2045 \r\n\r\nCAPEX Potenzial  \r\nentspricht ca. 60% des  Energieinfrastruktur  Sondervermögens \r\nRealisiert bis zu 50%  geringere Energiekosten  für Verbraucher\r\n\r\n\r\n7 \r\nBest Practise:  Smartes und  bidirektionales  Laden \r\nElli – Volkswagen Group Charging Johanna Kardel  \r\nHead of Regulatory Affairs\r\nBest Practise: Smartes Laden \r\n\r\nPraxis zeigt Vorteile von smartem Laden* \r\nBeobachtungen mit Elli-Kunden \r\nAnteil gestarteter Ladesessions pro Stunde; Zeitraum 1.1.24 – 30.5.25 \r\nSmartes Laden = Optimierte Ladestrategie  auf Basis definierter Parameter  \r\n(z.B. Preis, Anteil Grünstrom, Netz)  \r\n\r\n10% 9% \r\n8% \r\n7% \r\n6% \r\n5% \r\n4% \r\n3% \r\n2% \r\n1% \r\n0% \r\nOff-peak  demand \r\nPeak  \r\ndemand \r\n40% niedrige Ladekosten – dank  Smartem Laden & dynamischen Tarif  \r\n> 60% niedrigere Ladekosten – dank  Smartem Laden & Solar \r\nZukunft: Dynamische Netzentgelte als „Netz Parameter“ \r\nBedingung: Nutzerfreundlichkeit &  Digitale Infrastruktur \r\nSmartes Laden als ein  \r\nwichtiger erster Schritt \r\n\r\n1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 \r\nRegular Smart \r\n*Smart = Optimierung auf Preis und Solar \r\nSenkt Kosten der E-Mobilität \r\n\r\nBest Practise: In Zukunft wird Smartzu Bidirektional \r\nHeute: Bereits mehr als 200.000 Fahrzeuge  \r\nder VW Group „Bidi-Ready“ \r\nHeutige Flotte bietet rund 10 GWh  \r\nSpeicherkapazität \r\n≙ ¼ der aktuellen Kapazität aller dt.  \r\nPumpspeicherkraftwerke* \r\n≙ ½ der aktuell installierten dt.  \r\nHeimspeicher** \r\nKeine zusätzlichen öfftl. Investitionen,  \r\nSenkung Ladekosten bis zu 75%***\r\nBidirektionales Laden als die  \r\nZukunft \r\nKostensenkung für Kunden  \r\n\r\n* Deutscher Bundestag 2017 \r\n** battery-charts.de (Stand: 09/2025) \r\n*** Haushalt mit vs. ohne PV & Speicher & HEMS, Quelle VW Group Innovation sowie interne Metastudie  \r\nund Energiesystem \r\nEin Tag mit bidirektionalem Laden New Energy Alliance \r\n\r\nWas es braucht?  \r\n• Faire Netzentgelt-Regulierung: Level-Playing-Field für alle  Speichermodelle \r\n• Stromsteuer: Neben V2H auch eine Lösung für V2G \r\n• Klare und skalierbare Netzanschlussregeln für V2X, inklusive  einfachem Messkonzept\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nBest Practise:  \r\nWeniger Kosten durch  Wärmepumpen \r\n\r\nDr. Richard Lucht \r\nVice President Brand, Communication &  Public Affairs\r\nWeniger Netzausbau dank smarter  Wärmepumpen. \r\n\r\n\r\nErzeugungsspitze am Mittag \r\n• Deutschland. 12 Uhr mittags. Die Sonne strahlt.  • PV-Anlagen drohen, zu viel einzuspeisen. • Smarte Wärmepumpen bekommen ein Signal. • Sie beziehen jetzt Strom & entlasten das Netz.  • So sparen der Kunde und der Steuerzahler. \r\nLastspitze am Abend \r\n• Deutschland. 20 Uhr abends. Pendler sind zurück. • Lichter gehen an. EVs laden. Tagesschau läuft. • Smarte Wärmepumpen bekommen ein Signal. • Sie beziehen keinen Strom & entlasten das Netz.  • So sparen der Kunde und der Steuerzahler.\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nGünstigere Strombezugspreise und  günstigere Netzentgelte. \r\n\r\n\r\nSzenario A - Dunkelflaute \r\n• Deutschland. Dunkelflaute. Fossile bestimmen den Preis. • Strom ist teuer.  \r\n• Smarte Wärmepumpen drosseln den Bezug.  \r\nSzenario B – Hellwind \r\n• Deutschland. Hellwind. Die Sonne lacht, der Wind weht. • Strom ist günstig.  \r\n• Smarte Wärmepumpen ziehen jetzt günstigen Strom → Hausbesitzer sparen 20 % Stromkosten (400 € p.a.) \r\n• Deutschland in naher Zukunft. Abends. Alles lädt & läuft. • Das Netz ist voll ausgelastet. §14a greift.  \r\n• Lokale Netzentgelte sind teuer. Ein Anreiz.  \r\n• Wärmepumpen reduzieren ihre Last. Sparen Geld \r\nZiel \r\n• Wärmepumpen orientieren sich an Netzauslastung.  \r\n• Beziehen netzdienlich Strom und sparen in Summe mehrere hundert Euro  p.a..\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nFlex-Vorteil von Wärmepumpen für  EFH-Besitzer & Gesamtsystem. \r\n\r\n20 % (400 € p.a.)  \r\nWeniger Stromkosten für EFH-Besitzer dank Flex \r\n24 %  \r\nWeniger Systemkosten dank Flex  \r\nQuelle: Neon Neue Energieökonomik GmbH: Mehrwert dezentraler  Flexibilität. (Lion Hirth), https://neon.energy/mehrwert-flex/ \r\n20 % \r\n24 %\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nMehr Wärmepumpen senken die  Kosten für alle. \r\nNötig dafür: \r\n• Mehr smarte Wärmepumpen \r\n• Schnellerer Smart Meter Rollout \r\n• Dynamische Netzentgelte \r\nDavon profitieren die Endverbraucher und die Staatskasse.\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nBeispiel-Rechnung: \r\nWeniger Kosten  für EFH-Besitzer  dank smarter  Steuerung\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\nBeispiel: thermondo smart \r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nBest Practise:  Kosteneffizienz im  Energiesystem  durch Groß \r\nbatteriespeicher \r\nLichtBlick \r\nPhilipp Barthel  \r\nCoordinator Energy and Climate Policy Communication & Public Affairs\r\nBESS reduzieren den Bedarf an Gas Kraftwerken erheblich.\r\nNew Energy Alliance \r\nWas braucht es jetzt?  \r\n• Mit Überarbeitung der Netzentgeltsystematik den BESS Ausbau fördern statt abwürgen \r\n• transparente, faire und beschleunigte  \r\nNetzanschlussverfahren \r\n• einheitliche Definition von Netz- und Systemdienlichkeit\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nForderungen \r\nAusbautempo der Erneuerbaren hochhalten, nicht bremsen \r\nMit echten Marktmechanismen Versorgungssicherheit garantieren und Energieimporte  reduzieren \r\nMit dynamischen Netzentgelten und einem Redispatch 3.0 die Netzentgelte senken Dezentrale Lösungen durch Smart Meter und digitale Prozesse an den Markt bringen Emissionshandel und seine Lenkungswirkung wie geplant starten \r\nMit smarterer Förderung die Gesamtkosten für das Energiesystem senken Klare Ziele und eine Agenda für Flexibilität rechtlich verankern\r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nQ&A \r\nFragen? \r\n\r\nNew Energy Alliance \r\n\r\nFür weitere Fragen \r\nKontakt \r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-08"}]},{"statementNumber":"SG2606300421","regulatoryProjectNumber":"RV0026548","regulatoryProjectTitle":"Ablehnung StromVKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/97/dc/797096/Stellungnahme-Gutachten-SG2606300421.pdf","pdfPageCount":8,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Stellungnahme\r\nEntwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und\r\nKapazitätengesetzes (StromVKG)\r\n1KOMMA5 ° GmbH | Berlin, Mai 2026\r\n1KOMMA5 ° ist ein europäischer Anbieter von Solaranlagen, Wärmepumpen, Heimspeichern\r\nund Wallboxen. Mit der KI-gestützten Energiemanagementsoftware \"Heartbeat\" aggregiert\r\ndas Unternehmen dezentrale Flexibilitätspotenziale und vermarktet sie als virtuelles\r\nKraftwerk (VPP) am Regelenergie- und Großhandelsmarkt. 1KOMMA5° betreibt heute\r\nmehrere tausend Anlagen in Deutschland und gehört damit zu den größten Aggregatoren\r\nvon Kleinanlagenpools im Sinne des vorliegenden Entwurfs.\r\nWir sind vom StromVKG in doppelter Hinsicht betroffen: unmittelbar als Betreiber von\r\nKleinanlagenpools, die von den relevanten Auktionen de facto ausgeschlossen werden, und\r\nmittelbar als Unternehmen, dessen Geschäftsmodell auf der Prämisse aufbaut, dass\r\ndezentrale Flexibilität zur Versorgungssicherheit beitragen kann. Der vorliegende Entwurf\r\nwiderspricht dieser Prämisse strukturell.\r\nGrundsätzliches\r\n1KOMMA5° lehnt den gewählten Ansatz eines zentralen Kapazitätsmarkts grundsätzlich ab.\r\nEin Kapazitätsmarkt, der öffentliche Mittel in neue fossile Erzeugungskapazitäten lenkt, ist\r\nweder das geeignete noch das verhältnismäßige Instrument zur Gewährleistung von\r\nVersorgungssicherheit in einem dekarbonisierten Stromsystem. Als Alternative\r\nbefürworten wir eine Absicherungspflicht für Stromlieferanten: Dieses marktbasierte\r\nInstrument verpflichtet Lieferanten, ihre Spitzenlastnachfrage abzusichern, setzt damit\r\neinen direkten Preisanreiz zur Nachfrageflexibilisierung und vermeidet staatliche\r\nKapazitätszahlungen. Die Absicherungspflicht ist EU-rechtlich sauber, technologieneutral\r\nund schließt dezentrale Flexibilität strukturell ein statt aus. Dass der Entwurf diesen Ansatz\r\nim GGO-Pflichtabschnitt „Alternativen\" nicht einmal prüft, ist ein eigenständiger\r\nbeihilferechtlicher Mangel (siehe Teil B). Für eine vertiefte Analyse verweisen wir auf\r\nfolgende Studien von Connect Energy Economics:\r\n1) Connect Energy Economics: Erforderlichkeit und Geeignetheit von\r\nKapazitätsmechanismen – Ökonomische Analyse und Vergleich mit einer\r\nzukunftsfähigen Absicherungspflicht (2026)\r\n2) Connect Energy Economics: Die Ausgestaltung der Absicherungspflicht –\r\nMarktwirtschaftliche Organisation der Versorgungssicherheit im Strommarkt (2025)\r\n3) Connect Energy Economics: Die Ordnung der Transformation – Versorgungssicherheit\r\nim Strommarkt (2024)\r\nUnsere spezifischen Anmerkungen zum vorliegenden Entwurf gliedern sich in zwei Teile:\r\noperative Kritik an den Beteiligungsbedingungen für Kleinanlagenpools (Teil A) sowie\r\nergänzende beihilferechtliche Bedenken (Teil B).\r\nTeil A - Operative Kritik: Beteiligungsbedingungen für Kleinanlagenpools\r\nZu §§ 4, 6, 12 Abs. 4 - Struktureller Ausschluss aus den 2026-Auktionen\r\nDer Entwurf unterteilt Kapazitäten in drei Kategorien: Langzeitkapazitäten (§ 4),\r\nErzeugungskapazitäten (§ 5) und Kapazitäten (§ 6). Gemäß § 12 Abs. 4 sind Kleinanlagenpools\r\nauf die Kategorie \"Kapazitäten\" beschränkt; Langzeitkapazitäten und\r\nErzeugungskapazitäten sind für sie explizit ausgeschlossen. Die Begründung enthält keine\r\ninhaltliche Rechtfertigung für diesen Ausschluss.\r\nDie beiden Auktionen im Jahr 2026 (1. September und 8. Dezember, je 4,5 GW, 15-JahresVerträge) vergeben ausschließlich Langzeitkapazitäten. Auktionen für \"Kapazitäten\" finden\r\nnur statt, wenn die BNetzA für das Lieferjahr 2032 einen Zusatzbedarf von mehr als 11 GW\r\nfeststellt (§ 6). Diese Schwelle hängt von einem einzigen Regulierungsbeschluss ab, auf den\r\nAggregatoren keinen Einfluss haben. Bleibt die BNetzA unter 11 GW, erhalten\r\nKleinanlagenpools im gesamten Regime keine Chance auf Kapazitätszahlungen.\r\nDas ist der strukturelle Kern des Problems: Nicht eine technische Anforderung schließt\r\ndezentrale Flexibilität aus, sondern eine politische Weichenstellung im Kategoriensystem.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\n§ 12 Abs. 4 ist zu streichen oder dahingehend zu ändern, dass Kleinanlagenpools auch\r\nan Auktionen für Langzeitkapazitäten teilnehmen können.\r\nIm Zuge einer Öffnung der Auktionen für Kleinanlagenpools ist zudem die\r\nNachweismethodik für technologisch gemischte Pools zu konkretisieren: Da § 21 Abs. 3\r\nMisch-Pools aus Erzeugungsanlagen und regelbaren Lasten ausdrücklich zulässt,\r\nbedarf es einer Nachweismethodik nach § 71 Abs. 3, die den jeweiligen Beitrag\r\nverschiedener Asset-Klassen am Netzanschlusspunkt getrennt erfasst und und\r\nungewollte Netting-Effekte zwischen Einspeise- und Lastreduzierungskomponenten\r\nvermeidet.\r\n➢ Eine Absicherungspflicht würde dieses Problem strukturell lösen: Da\r\nLieferanten ihre Spitzenlastnachfrage selbst absichern müssen, entsteht ein\r\ndirekter Marktzugang für alle Flexibilitätstechnologien – ohne dass ein\r\nRegulator vorab entscheiden muss, welche Technologieklassen zugelassen\r\nsind.\r\nZu § 12 Abs. 5 - 10-Stunden-Kriterium ohne ausreichende Evidenzbasis\r\n§ 12 Abs. 5 verpflichtet Anlagen, 10 aufeinanderfolgende Stunden volle Nennleistung zu\r\nerbringen und diese Kapazität innerhalb einer Stunde wiederherstellen zu können. Dieser\r\nAnsatz widerspricht der in etablierten europäischen Kapazitätsmärkten erprobten M\r\nethodik: Statt anlagenspezifische Mindesterbringungsdauern normativ festzuschreiben,\r\nbewertet der Standardansatz den technologiespezifischen Beitrag zur Kapazitätslücke über\r\ntechnologiespezifische Reduktionsfaktor (De-rating). Genau dies erfordern auch die\r\neinschlägigen EU-Vorgaben (CISAF Anlage I Req. 1(b)). Das starre 10-Stunden-Kriterium\r\nersetzt eine differenzierte Verfügbarkeitsbewertung durch eine binäre Mindestanforderung,\r\ndie für Batteriespeicher und aggregierte dezentrale Assets strukturell nicht erfüllbar ist. Die\r\nzusätzliche Anforderung, die Kapazität binnen einer Stunde vollständig wiederherstellen zu\r\nmüssen, treibt diesen anlagenspezifischen Ansatz vollends ad absurdum: Sie impliziert eine\r\nAufladeleistung, die bei realen Heimspeichern technisch ausgeschlossen ist, und ignoriert,\r\ndass die Verfügbarkeit eines Pools statistisch zu bewerten ist – nicht an der Einzelanlage.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\nAnlagenspezifische Mindesterbringungsdauern gemäß § 12 Abs. 5 sind zu streichen.\r\nDer technologiespezifische Beitrag zur Kapazitätslücke ist stattdessen über Derating-Faktoren (Reduktionsfaktoren) zu bewerten – entsprechend der in etablierten\r\nEU-Kapazitätsmärkten erprobten Methodik.\r\nDie Reduktionsfaktoren sind auf Grundlage der ERAA-Zentralreferenzszenarien zu\r\nermitteln (CISAF Anlage I Req. 1(b)).\r\nFür Kleinanlagenpools ist ein statistisch-stichprobenbasierter\r\nVerfügbarkeitsnachweis per pool-spezifischem Reduktionsfaktor als gleichwertige\r\nErfüllungsform zuzulassen.\r\n➢ Eine Absicherungspflicht kennt kein anlagenspezifisches\r\nMindestdauerkriterium: Der Markt bewertet den Beitrag jeder Technologie zur\r\nSpitzenlastabsicherung direkt über den Preis.\r\nZu § 30 Abs. 4 - Präqualifikation auf Asset-Ebene für Kleinanlagen nicht angemessen\r\n§ 30 Abs. 1 Nr. 9 verlangt für jede einzelne Anlage eine eigene MeLo-ID und MaLo-ID, d.h.\r\neinen eigenen eichrechtlich konformen Zähler hinter dem Netzanschluss. § 30 Abs. 4 Satz 1\r\nstellt klar, dass diese Angaben und Nachweise für jede Einzelanlage eines Anlagenpools\r\nvorzulegen sind; die Begründung zu § 31 Abs. 4 bestätigt ausdrücklich, dass dies auch für\r\nKleinanlagenpools gilt. Nr. 12 erfordert eine individuelle VNB-Bestätigung pro Anlage. Bei\r\neinem typischen Kleinanlagenpool mit tausenden Einzel-Assets bedeutet das: Tausende\r\nEinzelzählerinstallationen sowie die Abstimmung mit über 800 Verteilnetzbetreibern für\r\njede einzelne Anlage. Beides ist wirtschaftlich nicht darstellbar.\r\nAnlage 6 behandelt den Kleinanlagenpool für die Zwecke des § 67 bereits als Einzelanlage.\r\nFür § 30 fehlt eine entsprechende Regelung; die entstehende Rechtsunsicherheit geht de\r\nfacto zulasten der Aggregatoren. Flexibilität wird am Netzanschluss vermarktet, nicht auf\r\nEinzelanlagenebene. Das Pauschalmodell, das BNetzA und Bundestag im Rahmen der\r\nMisPel-Festlegung entwickeln, macht genau diese Unterscheidung bereits.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\n§ 30 Abs. 4 ist um folgenden Satz zu ergänzen: Für Kleinanlagenpools i. S. v. § 21 Abs. 3\r\nkönnen die Anforderungen der Absätze 1 und 2 durch den Aggregator auf Pool-Ebene\r\nerfüllt werden.\r\nDie Anforderungen der Nrn. 9 und 12 sind für Kleinanlagenpools auf Aggregator-Ebene\r\nzu konkretisieren, analog zum Pauschalmodell der MisPel-Festlegung.\r\n➢ Eine Absicherungspflicht erfordert keine staatliche Präqualifikation auf\r\nEinzelanlagenebene: Die Verantwortung für die Absicherung liegt beim\r\nLieferanten, der selbst entscheidet, wie er sie erfüllt.\r\nZu § 24 Abs. 2 i.V.m. Anlage 3 - Reduktionsfaktoren diskriminieren Kleinanlagenpools\r\nstrukturell\r\n§ 24 Abs. 2 Satz 3 i.V.m. Anlage 3 fasst alle Anlagen unter 2 MW in eine einzige Klasse\r\n\"Kleinanlagenpool\" mit einem generischen Reduktionsfaktor zusammen - unabhängig davon,\r\nob es sich um eine Wärmepumpe, einen Heimspeicher oder eine Wallbox handelt. Für\r\ngrößere Anlagenpools wird hingegen gemäß der Begründung zu § 24 Abs. 2 für jede\r\nEinzelanlage der technologiespezifische Reduktionsfaktor angesetzt und anschließend ein\r\ngewichteter Durchschnitt gebildet.\r\nFür Kleinanlagenpools wählt der Aggregator gemäß Anlage 3 Abschnitt 2.1.4 einen einzigen\r\nReduktionsfaktor, der ausschließlich nach der gewählten Höchsterbringungsdauer\r\nbestimmt wird – also danach, wie lange der Pool seine Leistung maximal erbringen kann. Die\r\ntatsächliche Technologiemischung des Pools, die individuelle Verfügbarkeit der enthaltenen\r\nAnlagen und die Managementqualität des Aggregators bleiben dabei vollständig\r\nunberücksichtigt. Ein gut gesteuerter Pool aus Heimspeichern mit hoher Verfügbarkeit\r\nerhält damit denselben Faktor wie ein ungesteuertes Portfolio mit identischer\r\nHöchsterbringungsdauer. Die Begründung zu § 24 Abs. 2 räumt offen ein, dass dies der\r\nVermeidung „unverhältnismäßig aufwändiger Berechnungen\" dient. Eine Rechtfertigung, die\r\nauf Verwaltungsvereinfachung abstellt, ist keine hinreichende Grundlage für eine\r\nstrukturelle Schlechterstellung ganzer Technologieklassen im Rahmen eines staatlichen\r\nBeihilfeprogramms.\r\nKleinanlagenpools werden damit systematisch schlechter gestellt als größere Pools mit\r\nidentischer Technologiemischung – nicht weil ihre Anlagen weniger leisten, sondern weil\r\nihre Einzelanlagen unter 2 MW liegen. Ein sorgfältig gesteuertes VPP wird damit\r\nsystematisch gleich bewertet wie ein ungesteuertes Haushaltskundenportfolio.\r\nDiese Benachteiligung beim Reduktionsfaktor wird durch den Funktionsnachweis nach § 71\r\nAbs. 3 Nr. 2 weiter verschärft: Während der Reduktionsfaktor die gebotene reduzierte\r\nLeistung nach unten drückt, muss der Kleinanlagenpool beim Funktionsnachweis zusätzlich\r\nden schlechtesten Moment im Messzeitraum gegen einen Referenzwert nach § 25 beweisen,\r\ndessen Berechnungsmethode im Entwurf als Platzhalter offen bleibt und damit innerhalb\r\nder Konsultationsfrist nicht bewertbar ist. Kleinanlagenpools werden damit gleich doppelt\r\nunterbewertet: Der generische Reduktionsfaktor senkt die anrechenbare Kapazität beim \r\nGebot pauschal ab; der Funktionsnachweis nach § 71 Abs. 3 Nr. 2 legt dann zusätzlich einen\r\nReferenzwert zugrunde, dessen Berechnungsmethodik noch vollständig unklar ist.\r\nErschwerend: Die tatsächlichen Faktoren in Anlage 3 und Anlage 4 sind als Platzhalter \"[...]\"\r\nausgewiesen. Der ökonomisch entscheidende Parameter des gesamten Auktionsdesigns ist\r\ninnerhalb der laufenden Konsultationsfrist nicht bewertbar. Eine Konsultation, die den\r\nzentralen Berechnungsparameter zurückhält, ist keine sinnvolle Konsultation.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\nDie Sonderklasse \"Kleinanlagenpool\" in Anlage 3 Abschnitt 3 ist zu streichen; Anlagen\r\nunter 2 MW sind ihrer Technologieklasse zuzuordnen (Batterien, Flexible Lasten etc.),\r\nwie es für Anlagen >= 2 MW bereits gilt.\r\nAggregatoren ist die Möglichkeit einzuräumen, einen pool-spezifischen\r\nReduktionsfaktor auf Basis von Telemetrie-Daten die Verfügbarkeit während\r\nhistorischer lastunterdeckungsäquivalenter Stunden nachzuweisen.\r\nDie Platzhalter in Anlage 3 und Anlage 4 sind vor Abschluss der Konsultation mit\r\nkonkreten Werten zu veröffentlichen; Stellungnahmen sind erneut zu ermöglichen.\r\n➢ Eine Absicherungspflicht vermeidet das Problem pauschal gesetzter\r\nReduktionsfaktoren vollständig: Der Marktpreis und entsprechende\r\nTransparenzverpflichtungen bewertet den Verfügbarkeitsbeitrag jeder\r\nTechnologie – differenziert, dynamisch und ohne regulatorische\r\nVorentscheidung.\r\nZu §§ 25, 26 – Referenzwerte ohne veröffentlichte Berechnungsmethodik\r\n§§ 25 und 26 definieren Referenzwerte, die maßgeblich in die Erbringungsverpflichtung und\r\nden Funktionsnachweis einfließen. Weder die Berechnungsmethode noch die zuständige\r\nStelle (BMWE oder BNetzA) sind im Entwurf hinreichend bestimmt. Es ist damit nicht\r\nerkennbar, ob und wie dezentrale Flexibilitätsanbieter bei der Festsetzung dieser Werte\r\nberücksichtigt werden. Gleichzeitig gilt eine angemessene Erhebung der Referenzwerte\r\n(Counterfactuals) als komplexes Verfahren, das mit der Praxis eng abgestimmt werden\r\nmuss. In Belgien wurde dazu etwa ein eigenes Konsultationsverfahren für den auf den Weg\r\ngebracht. Zudem sollte dabei auch auf die Erfahrung der angelsächsischen und\r\nskandinavischen Flexibilitätsmärkte zurückgegriffen werden.\r\nDieser Punkt vertieft den unter Teil B dargestellten Konsultationsmangel auf operativer\r\nEbene: Eine Stellungnahme zu Beteiligungsbedingungen ist nicht sinnvoll möglich, solange\r\ndie Vergütungsreferenz, nach der Kapazitätsleistung bewertet wird, inhaltlich offen bleibt.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\nDie Berechnungsmethodik der Referenzwerte nach §§ 25 und 26 ist im Gesetz oder in\r\neiner veröffentlichten Verordnung zu konkretisieren. Dabei ist sicherzustellen, dass\r\ndie Methodik technologieklassenspezifisch ausgestaltet wird und Kleinanlagenpools\r\nnicht strukturell benachteiligt.\r\n➢ Eine Absicherungspflicht umgeht das Referenzwert-Problem\r\nvollständig: Da kein staatlicher Funktionsnachweis erforderlich ist,\r\nentfällt die Notwendigkeit, eine Counterfactual-Baseline für dezentrale\r\nFlexibilitätsanlagen zu konstruieren – methodologisch eine der\r\nschwierigsten offenen Fragen des vorliegenden Entwurfs.\r\nZu § 60 Abs. 2 - Kein Ausschluss von der Kapazitätsübertragung für Kleinanlagenpools\r\naus Komplexitätsgründen\r\n§ 60 Abs. 2 schließt Anlagenpools, die Kleinanlagen enthalten, vollständig von der\r\nKapazitätsübertragung aus. Kleinanlagen-Aggregatoren können damit weder fremde\r\nKapazitätsverpflichtungen übernehmen noch eigene abgeben - unabhängig davon, ob der\r\nsubstituierende Pool alle quantitativen Anforderungen auf Pool-Ebene erfüllt. Dies ist\r\nbesonders deshalb relevant, weil Kleinanlagenpools die stochastische Verfügbarkeit der\r\nKundengruppen iterativ neu bewerten müssen, entsprechende Sicherheitsmargen\r\nbezüglich der Leistungsgröße einbauen und Ausreißer möglicherweise austauschen\r\nmüssen.\r\nDer Ausschluss ist allein mit der Einzelanlagengröße (< 2 MW) begründet und steht in\r\ndirektem Widerspruch zur Systemlogik des Entwurfs: § 24 Abs. 2 Satz 3 und Anlage 6\r\nbehandeln den Kleinanlagenpool für Bieterrechte und Funktionsnachweis bereits als\r\nEinzelanlage. Ihn für die Kapazitätsübertragung anders zu behandeln, ist inkohärent und\r\nschließt normale Marktoperationen über einen 15-Jahres-Vertragshorizont aus (M&A,\r\nPortfolioumstrukturierungen, Ausfallabsicherung).\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\n§ 60 Abs. 2 ist dahingehend zu ändern, dass Kleinanlagenpools als Substitute\r\nzugelassen werden, sofern die ursprünglichen Parameter (reduzierte Leistung,\r\nHöchsterbringungsdauer, Reduktionsfaktor) auf Pool-Ebene eingehalten werden.\r\nDie Verifikation alternativer Messstellen ist auf Basis der Smart-Meter-Daten\r\ndurchzuführen, die nach § 21 Abs. 2 und § 30 Abs. 4 ohnehin vorzuhalten sind (und ggf\r\nzusätzlicher Telemetrie-Daten) eine erneute Einzelpräqualifikation jeder Anlage ist\r\nnicht zulässig.\r\n➢ Unter einer Absicherungspflicht entfällt die Notwendigkeit einer regulierten\r\nKapazitätsübertragung: Kapazitätsverpflichtungen entstehen marktbasiert \r\nund können frei zwischen den Marktteilnehmern gehandelt werden – ohne\r\nstaatlich vorgeschriebene Übertragungsregeln.\r\nZu § 71 Abs. 3 Nr. 2 - Funktionsnachweis-Referenzwert für Kleinanlagenpools nicht\r\nbewertbar\r\nDer Counterfactual-Ansatz im Funktionsnachweis ist für einzelne konventionelle Kraftwerke\r\nmethodologisch nachvollziehbar. Für Kleinanlagenpools und Lastreduktion stellen sich\r\nFragen zur Berechnungsmethode, die aufgrund der fehlenden Passagen in § 25 und § 26\r\nnicht hinreichend bewertet werden können. Eine abschließende Bewertung der\r\nNachweislogik ist damit innerhalb der Konsultationsfrist nicht möglich.\r\nÄnderungsvorschlag / Forderung\r\nHilfsweise, und unbeschadet unserer grundsätzlichen Ablehnung des\r\nKapazitätsmarktansatzes zugunsten einer Absicherungspflicht:\r\nDie Berechnungsmethodik der Referenzwerte nach §§ 25 und 26 ist vor Abschluss\r\nder Konsultation zu veröffentlichen; Stellungnahmen sind erneut zu ermöglichen.\r\nTeil B - Beihilferechtliche Bedenken\r\nDie folgenden Punkte ergänzen die operativen Argumente aus Teil A. Sie begründen\r\neigenständige Angriffspunkte im Rahmen des EU-beihilferechtlichen\r\nNotifizierungsverfahrens.\r\nMengenbasis der 9-GW-Auktionen nicht ERAA-konform (CISAF Anlage I Req. 1(a))\r\nCISAF Anlage I Req. 1(a) verlangt, dass die neuesten verfügbaren ERAAZentralreferenzszenarien die Grundlage der Bedarfsermittlung bilden. Die Begründung des\r\nStromVKG weist die 9 GW jedoch explizit als Ergebnis einer bilateralen \"Verständigung\" mit\r\nder Europäischen Kommission aus - nicht als ERAA-Output. Eine vorab ausgehandelte, nicht\r\nveröffentlichte Menge erfüllt die Transparenz- und Methodikanforderungen von Art. 23 Abs.\r\n6 VO (EU) 2019/943 nicht.\r\nDerating-Faktoren nicht ERAA-konform (CISAF Anlage I Req. 1(b))\r\nCISAF Anlage I Req. 1(b) verlangt, dass Abminderungsfaktoren den ERAA-Annahmen\r\nentsprechen. Anlage 4 des StromVKG legt diese Faktoren direkt im Primärrecht fest, ohne\r\nRückgriff auf veröffentlichte ERAA-Outputs. Die Begründung räumt selbst ein, dass die\r\nERAA-Methodik \"derzeit nicht angewendet werden kann\". Dies begründet einen potenziellen\r\nVerstoß gegen CISAF Req. 1(b).\r\nKeine Alternativenprüfung (CEEAG § 341)\r\nDie Begründung enthält unter dem GGO-Pflichtabschnitt \"Alternativen\" den Eintrag: \"Keine.\"\r\nEine CEEAG § 341-konforme Prüfung ist nicht erfolgt. Diese hätte erstens marktbasierte\r\nAlternativen zu fossilen Kapazitätssubventionen umfassen müssen – insbesondere\r\nLieferantenpflichten nach Art. 18a Strombinnenmarktrichtlinie sowie die Kapazitätsreserve\r\nnach Art. 21 Abs. 3 VO 2019/943. Zweitens wäre zu prüfen gewesen, ob ein etwaiger\r\nKapazitätsmechanismus technologieneutral und diskriminierungsfrei ausgestaltet werden\r\nkann – eine Anforderung, die der Entwurf selbst als EU-rechtlich geboten anerkennt, ohne\r\nihr zu genügen.\r\nKonsultationsdefizit (CEEAG § 348)\r\nDer Entwurf stützt die Konsultationspflicht auf eine Verbändeanhörung aus Herbst 2024 und\r\nzwei Gespräche vom März 2026, bei denen der Gesetzesentwurf selbst nicht vorlag. Das\r\nStromVKG weicht in wesentlichen Parametern vom 2024 konsultierten Design ab: Die DreiSäulen-Struktur wurde auf einen Gas-fokussierten Kernmechanismus reduziert, die CEEAG4.1-Grundlage entfiel, und die Einbeziehung von DSR wurde auf einen ungesicherten Post2027-Zeitpunkt verschoben. Ein gegenüber dem konsultierten Design materiell verändertes\r\nGesetz erfordert für Beihilfen über 100 Mio. EUR/Jahr eine eigene Konsultation gemäß\r\nCEEAG § 348.\r\nFehlendes Finanzierungsregime untergräbt Investitionssicherheit\r\nDas Finanzierungsregime für Kapazitätszahlungen ab 2031 – einschließlich der Umlage zur\r\nVerbraucherfinanzierung – wird vollständig auf ein nachfolgendes Gesetz und noch im\r\nEntstehen befindliche EU-Rahmenvorgaben (KUEBLL/CISAF) verlagert. Die Begründung\r\nverweist lediglich auf eine geplante Regelung „für den Verpflichtungszeitraum ab 2032 und\r\ndanach\", ohne inhaltliche Parameter zu benennen. Die Kommission wird zudem\r\naufgefordert, ein System zu notifizieren, dessen Kostenzuordnungsmechanismus noch\r\nnicht entworfen ist – ein eigenständiger beihilferechtlicher Mangel.\r\nAnsprechpartner:\r\nFabian Hafner\r\nHead of Regulatory & Public Affairs\r\nfabian.hafner@1komma5grad.com"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-05"}]},{"statementNumber":"SG2610010053","regulatoryProjectNumber":"RV0028858","regulatoryProjectTitle":"EEG-Novelle 2027","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6b/81/855011/Stellungnahme-Gutachten-SG2610010053.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"wMSB-Positionspapier zum EEG 2027\r\nBerlin, 21. September 2026\r\nFlexibilisieren statt abregeln: Die Smart Meter Infrastruktur muss beschleunigt in Wirkung\r\ngebracht werden\r\nDie Energiewende braucht eine robuste Infrastruktur aus Smart Metern samt\r\nSteuerungseinrichtungen. Digitalisierung und Flexibilisierung in der Niederspannung fußen auf\r\nihr. Sie schafft Sichtbarkeit über Netzzustände und ermöglicht deren Prognostizierbarkeit, sie\r\nhebt die Flexibilität von Batteriespeichern, Elektroautos und Wärmepumpen. Dank Smart Metern\r\nlassen sich Netzausbaukosten reduzieren, dezentrale Anlagen systemdienlich integrieren und\r\nKosten auf Kundenseite senken. Der Smart Meter ist das Fundament jeder kosteneffizienten\r\nEnergiepolitik. Aktuell dürften an die 4 Millionen Smart Meter (intelligente Messsysteme gemäß\r\nMsbG) und schätzungsweise 50.000 – 60.000 Steuerungseinrichtungen im Feld sein. Damit diese\r\nihre Systemwirkung entfalten können, sollte die Bundesregierung am eingeschlagenen\r\nMess- und Steuerrollout festhalten und ihn konsequent weiterentwickeln, statt zu\r\nschwächen.\r\nAngesichts der stärkeren Auslastung der Netze durch den Hochlauf von Elektroautos und\r\nWärmepumpen einerseits und einspeisenden PV-Anlagen andererseits benötigen Netzbetreiber\r\nInstrumente, um die neuen Verbraucher und Einspeiser sicher und effizient in ihre Netze zu\r\nintegrieren. Die cybersichere Infrastruktur aus Smart-Meter-Gateway und Steuerungseinrichtung\r\nist genau dieses Instrument. Sie wird sowohl für netzdienliche Anwendungsfälle als auch für\r\nFlexibilitätsgeschäftsmodelle genutzt und verbindet damit beide Perspektiven.\r\nBereits heute ist der Smart Meter die Grundvoraussetzung für eine flexible Steuerung. Allerdings\r\nreagieren die Marktsignale auf bundesweite Börsenpreise, d.h. sie agieren ungeachtet lokaler,\r\nnetzspezifischer Situationen. Variable Netzentgelte (Modul 3 gemäß §14a EnWG) stellen erste\r\nlokale Flexibilitätsanreize bereit. Die Ausweitung auf dynamische Einspeiseentgelte sowie die\r\nAusweitung auf variable Netzentgelte für alle Verbraucher sind in der AgNes-Festlegung der\r\nBundesnetzagentur perspektivisch vorgesehen. §9 EEG und §14a EnWG geben dem\r\nVerteilnetzbetreiber Ultima-Ratio-Instrumente in die Hand, um in kritischen Netzsituationen\r\nLeistungsbegrenzungen durchführen zu können. Das Instrumentarium ist also weitreichend.\r\n1\r\nDie iMS-Infrastruktur kann und muss von einer primär kurativen hin zu einer präventiven und\r\nmarktlich eingebetteten Ausgestaltung weiterentwickelt werden. Mit sogenannten Hüllkurven\r\n(auch „Flexband“ genannt) wird im Voraus ein Leistungsrahmen für Einspeisung und Bezug\r\ndefiniert. Innerhalb dieses Rahmens können Energiemanagementsysteme flexibel optimieren.\r\nDie Grundlage für die Datenübermittlung bildet die standardisierte Infrastruktur aus SMGW und\r\nSteuerungseinrichtung mit EEBUS-Kommunikation. Die Hüllkurve eröffnet Verteilnetzbetreibern\r\ndie Möglichkeit, Engpässe bereits im Day-Ahead-Horizont zu adressieren. Anstelle eines\r\nkurzfristigen Eingriffs kann eine prognosebasierte Leistungsgrenze übermittelt werden.\r\nDie iMS-Infrastruktur stellt damit Instrumente bereit, mit denen Netzüberlastungen\r\npräventiv vermieden und die Planbarkeit in der Netzführung erhöht werden kann. Als\r\nübergeordnetes Ziel steht die effizientere Auslastung der Infrastruktur und die kostengünstige\r\nIntegration von Energiewendeanlagen in die Niederspannungsnetze. Damit wird das iMS samt\r\nSteuereinrichtung zur Infrastruktur für eine koordinierte Flexibilitätsnutzung, die sowohl\r\nnetz- als auch marktorientiert ist. Die iMS-Infrastruktur ist interoperabel, cybersicher, für\r\nMehrsparten- und Submetering ausgelegt, sie bindet Kundenanlagen ins Smart Grid und entfaltet\r\nmit der Hüllkurve als zentralem Steuerungsinstrument ihre volle Wirkung. An diesem Zielbild\r\nsollte nicht gerüttelt werden.\r\nDer Smart-Meter-Rollout ist daher eine strategische Infrastrukturentscheidung: Wer heute ein\r\nleistungsfähiges Fundament schafft, ermöglicht morgen Innovation, Flexibilität und eine\r\neffizientere Nutzung der Netze. Wer das Fundament hingegen schwächt oder umgeht, riskiert,\r\ndass zentrale Potenziale der Energiewende ungenutzt bleiben und hohe Opportunitätskosten\r\nentstehen.\r\nAuf Basis dieses Zielbildes empfehlen wir Maßnahmen zur Beschleunigung und Stärkung der\r\nSmart-Meter-Infrastruktur:\r\n1) Streichung der 50% Wirkleistungsbegrenzung oder Ausnahmeregelungen ermöglichen\r\na. Weil die Begrenzung der Einspeisung auf 50% der installierten Leistung am\r\nNetzverknüpfungspunkt wirkt, begrenzt sie nicht nur mittägliche\r\nSolareinspeisung, sondern entzieht dem System dauerhaft Flexibilität – also auch\r\nbenötigte Rückspeisung aus Speichern oder Elektroautos in Zeiten hoher\r\nNachfrage.\r\nb. Diese Maßnahme ist unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems\r\nund der Veräußerungsform (§ 9 Abs. 2b EEG 2027-RegE). Wir empfehlen daher\r\nentweder die Streichung dieser Regel oder aber ihre konditionale\r\nAusgestaltung: nach Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem und\r\nerfolgreich getesteter Steuerfähigkeit oder in der Veräußerungsform der\r\nDirektvermarktung sollte die Leistungsbegrenzung nicht greifen. Den\r\nNachweis der Steuerfähigkeit kann dabei der ausstattende (w)MSB nach\r\nMaßgabe des nachfolgenden Vorschlags erbringen.\r\n2) Anpassung der 60% Regelung: Recht des wMSB zum Steuerungsnachweis\r\na. Bereits heute (EEG 2023 und auch in § 9 Abs. 2 Nr. 3 EEG 2027-RegE) ist es so, dass\r\nAnlagenbetreiber im Segment <25 kWp so lange in ihrer Einspeiseleistung auf 60%\r\n2\r\ngedrosselt werden, bis Smart Meter samt Steuerungstechnik eingebaut und durch\r\nden Verteilnetzbetreiber erfolgreich getestet worden sind.\r\nb. Unseres Wissens ist noch keine einzige PV-Anlage in diesem Segment, die mit iMS\r\nund Steuereinrichtung ausgestattet ist, „freigetestet“ worden. Ursächlich dafür\r\ndürften die erforderlichen aufwändigen Systemertüchtigungen sowie\r\nmassengeschäftstauglichen Standardisierungen des Steuerungsnachweises\r\nsein.\r\nc. Unser Vorschlag lautet daher: der die PV-Anlage mit iMS und\r\nSteuereinrichtung ausstattende (w)MSB erhält das Recht, die Steuerung zu\r\ntesten und den erfolgreichen Nachweis dem Verteilnetzbetreiber vorzulegen,\r\nden dieser innerhalb einer Frist von z.B. 1 Monat zu prüfen hat. Prüft dieser\r\nnicht innerhalb eines Monats, gilt die Ansteuerbarkeit als nachgewiesen und\r\ndie Begrenzung entfällt. Das gibt dem Verteilnetzbetreiber mehr\r\nFreiheitsgrade, führt zu einer beschleunigten Nutzung der verbauten\r\nInfrastruktur und vermeidet wirtschaftliche Verluste auf Seiten des\r\nAnlagenbetreibers.\r\nÜber die wettbewerblichen Messstellenbetreiber\r\nWir verstehen unseren Auftrag und Geschäft, den wettbewerblichen Messstellenbetrieb, als\r\nwichtigen Beitrag zum Rollout und damit als Unterstützer dieses so wichtigen Ziels der\r\nBundesregierung. Wir treiben aktiv die Digitalisierung voran und tragen damit zur strukturellen\r\nKostensenkung und dem Gelingen der Transformation des Energiesystems bei.\r\n1. 2. 3. 4. wMSB ermöglichen Verbrauchern in sämtlichen Netzgebieten, schnell und zu attraktiven\r\nPreisen an ein intelligentes Messsystem zu kommen.\r\nwMSB ermöglichen Unternehmen Geschäftsstrategien umzusetzen, die darauf\r\nangewiesen sind, dass ihre Kunden bundesweit intelligente Messsysteme erhalten, seien es\r\nStromlieferanten, Solarindustrie, Wärmepumpenhersteller oder die Wohnungswirtschaft.\r\nwMSB haben mit dem großflächigen Verbau von Steuerungseinrichtungen begonnen.\r\nwMSB stehen bereit, mit Verteilnetzbetreibern und gMSB zu kooperieren, um deren\r\nAusbauzahlen zu erhöhen.\r\n5. 6. wMSB leisten damit einen relevanten Beitrag zu den Rolloutzielen der Bundesregierung.\r\nwMSB investieren signifikante Summen in den Aufbau des Geschäftsfeldes und das\r\nAusrollen der Mess- und Steuerungsinfrastruktur. 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