Kurzdossier: Kernelemente des Strommarktdesigns – Anforderungen, Ziele, Bewertungskriterien und Handlungsoptionen

Kernaussagen

1. In der vorliegenden Analyse werden fünf zentrale Herausforderungen für den Strommarkt identifiziert, die den Übergang in ein System mit vollständig klimaneutraler Energieerzeugung maßgeblich beeinflussen: (1) Die Sicherstellung eines hohen Ausbautempos Erneuerbarer Energien, (2) die Einstellung der fossilen Reststromerzeugung, (3) die Sicherstellung der Versorgungssicherheit bei hohen Anteilen Erneuerbarer Energien, (4) die effiziente örtliche Verteilung von Stromerzeugung und -verbrauch sowie (5) die Minimierung und gerechte Verteilung der Transformationskosten. Auf diese Herausforderungen muss ein Strommarktdesign der Zukunft Antworten finden.
2. Das Spektrum der möglichen Handlungsoptionen ist sehr breit. Die Handlungsoptionen überlappen sich teilweise, sind kombinierbar oder schließen sich gegenseitig aus. Dies zeigt die Analyse von 18 Handlungsoptionen in Form von Kurzsteckbriefen. Dabei handelt es sich nicht um Empfehlungen für den Gesetzgeber oder die Bundesnetzagentur. Vielmehr werden schlaglichtartig verschiedene Handlungsoptionen im Strommarktdesign beleuchtet und diskutiert, die die Herausforderungen potenziell adressieren können, um deren Wirkungen sowie Vor- und Nachteile besser verstehen und einordnen zu können.
3. Viele Handlungsoptionen adressieren den zunehmenden Bedarf an Flexibilität einerseits (Herausforderung 3) sowie Fragestellungen der effizienten örtlichen Verteilung von Elektrizitätserzeugung (Herausforderung 4) andererseits. Die Beschreibung der Handlungsoptionen in diesen Bereichen zeigt zudem, dass hier ein Potential für Synergieeffekte zwischen Instrumenten besteht, die beiden Handlungsfelder gemeinsam zu adressieren.
4. Aufgrund der Vielzahl der zur Verfügung stehenden Handlungsoptionen ist es wichtig, deren Wirkungen und jeweiligen Vor- und Nachteile zu erfassen. Zur Bewertung der Handlungsoptionen dient ein umfassendes Set mit 15 Bewertungskriterien, das auf bestehenden Analysen aufbaut.
5. Das Kriterienset wird für zwei Handlungsoptionen (die Absicherung von privaten Power Purchase Agreements sowie die verstärkte Nutzung dynamischer Stromtarife) beispielhaft angewendet. Die Anwendung des Kriteriensets zeigt den Mehrwert einer Kombination von quantitativen und qualitativen Bewertungsabgaben.

1. Aktuelle Situation im Strommarkt

Die ökonomischen, technischen und rechtlichen Rahmenbedingungen des Energiemarkts in Deutschland und Europa haben sich seit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine wesentlich verändert (Luderer et al. 2022). Zudem hat sich der gesellschaftliche und politische Blick auf Brennstoffimporte verändert, so dass diese stärker im Kontext der Unabhängigkeit und nationalen Sicherheit diskutiert werden. Im Mittelpunkt der politischen Diskussion stand diesbezüglich die Stärkung der Resilienz der deutschen und europäischen Energieversorgung. Ein Prozess, der schlussendlich unter anderem in die kürzlich abgeschlossene Reform des EU-Strombinnenmarkts mündete und nun im deutschen Strommarkt umgesetzt werden muss. Mit dieser Reform sollten primär durch die Energiepreiskrise offenbar gewordene Defizite im jetzigen Strommarktdesign hinsichtlich der Auswirkungen schwankender Preise von fossilen Brennstoffen behoben und im Strommarktdesign Vorgaben für Investitionsanreize zur Erreichung der Klimaziele der Europäischen Union verankert werden. Auf die jetzige EU-Strombinnenmarktreform wird aller Voraussicht nach noch eine weitere folgen. Die genauen inhaltlichen Schwerpunkte dieser kommenden EU-Strombinnenmarktreform sind noch nicht in einem Kommissionsentwurf festgelegt. Allerdings ist es durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien zur dominierenden Erzeugungsform im Energiemarkt grundlegend erforderlich, die derzeitigen Rahmenbedingungen neu zu justieren, um ein gleichermaßen zuverlässiges und effizientes Marktdesign für ein klimaneutrales Strom- und Energiesystem zu garantieren.

Das Zusammenspiel der Marktakteure, zu denen auch zunehmend aktive Verbrauchende zählen, wird durch Entscheidungen des europäischen sowie des deutschen Gesetzgebers beeinflusst. Es sind dabei technische, ökonomische sowie rechtliche Lösungsspielräume zu identifizieren und miteinander in Einklang zu bringen. Dabei sind deren gesellschaftliche, soziale und wirtschaftliche Auswirkungen zu beachten, vor allem zur Erreichung der Ausbauziele Erneuerbarer Energien und damit der Klimaschutzziele sowie in Hinblick auf die Bezahlbarkeit der Energieversorgung für Wirtschaft und Verbrauchende.

Hierzu werden und wurden viele Vorschläge gemacht und auf verschiedenen Ebenen diskutiert, zuletzt etwa im Rahmen der durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) organisierten „Plattform klimaneutrales Stromsystem (PKNS)“. Dort wurde unter Einbeziehung verschiedener Interessenverbände aus den Bereichen Energiewirtschaft, Verbraucherschutz, Industrie sowie Zivilgesellschaft ein breiter Stakeholder-Prozess zu Zukunftsfragen des Strommarktdesigns durchgeführt (Geschäftsstelle der Plattform Klimaneutrales Stromsystem 2024). Auf politischer Ebene hat sich die Bundesregierung Anfang Juli auf das Maßnahmenpaket „Wachstumsinitiative“ verständigt. Einer der Maßnahmenschwerpunkte der Wachstumsinitiative liegt im Energiebereich und sieht unter anderem für den Ausbau Erneuerbarer Energien eine Umstellung auf Investitionskostenförderung vor (Bundesregierung 2024). Das BMWK veröffentlichte daran anschließend Ende Juli 2024 ein Optionenpapier mit dem Titel „Strommarktdesign der Zukunft“, das in wesentlichen Teilen auf der Arbeit der PKNS aufbaut, aber auch die Beschlüsse der Wachstumsinitiative berücksichtigt (BMWK 2024). Darin sind die vier Handlungsfelder a) Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien, b) Investitionsrahmen für steuerbare Kapazitäten, c) lokale Signale sowie d) Flexibilisierung der Nachfrage tiefer ausgeführt. Es werden Optionen zur Ausgestaltung genannt sowie Vor- und Nachteile der Optionen diskutiert (ebd. 2024).

Um am Ende zu konkreten Instrumenten zu kommen, müssen durch den Gesetzgeber Abwägungen getroffen werden, welche die neuen Rahmenbedingungen des Energiemarkts für die Akteure und Verbraucher vorgeben. Ziel dieses Kurzdossiers ist es, wesentliche Handlungsoptionen für ein zukünftiges Energiemarktdesign kompakt darzustellen und Kriterien für deren Bewertung aufzuzeigen. Hierbei besteht kein Anspruch auf Vollständigkeit. Die Analyse soll dazu beitragen, die Debatte zu strukturieren, Vor- und Nachteile verschiedener Maßnahmen zu verdeutlichen sowie Wechselwirkungen und Überschneidungen zwischen den Handlungsoptionen aufzuzeigen.

Das Kurzdossier ist wie folgt gegliedert: Kapitel 2 beschreibt die aktuellen Herausforderungen und Ziele im Strommarkt. Kapitel 3 beschreibt, wie die untersuchten Handlungsoptionen ausgewählt wurden, wie sie sich zu den identifizierten Herausforderungen verhalten und gibt dann zu jeder Handlungsoption einen Kurzüberblick in Form eines Steckbriefes. Kapitel 4 beschreibt die Schritte zur Erstellung des Kriterienrasters, das in Kapitel 5 dann beispielhaft auf zwei Handlungsoptionen angewendet wird. Die Analyse endet mit einem Fazit in Kapitel 6.

2. Herausforderungen und Ziele im Strommarkt

Die Dekarbonisierung der Stromerzeugung stellt eine Schlüsselkomponente zur Erreichung der Klimaziele dar. Im Koalitionsvertrag der Ampelkoalition wurden daher ambitionierte Ziele für den Ausbau Erneuerbarer Energien mit einem Anteil von mindestens 80 % an der Stromproduktion im Jahr 2030 festgelegt (SPD & Bündnis 90/Die Grünen und FDP 2021) und in § 1 Abs. 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2023 (EEG 2023)¹Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 21. Juli 2014 (BGBl. I S. 1066), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 8. Mai 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 151) geändert worden ist. gesetzlich verankert. Eine treibhausgasneutrale Stromerzeugung aus hauptsächlich fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen, wie Windenergie und Sonnenenergie, sowie einer starken Elektrifizierung der Energiesektoren bringt jedoch verschiedene Herausforderungen, insbesondere für das Strommarktdesign, mit sich (Nicolosi & Burstedde 2021). Diese reichen von der Sicherstellung eines stetigen und starken Ausbaus Erneuerbarer Energien, der Bereitstellung ausreichend regelbarer Stromerzeugung, der Flexibilisierung von Erzeugung und Verbrauch, der räumlichen und netzdienlichen Verteilung von Erzeugungskapazitäten bis hin zu Fragen der Verteilungsgerechtigkeit bezüglich der anfallenden Kosten (Luderer et al. 2021). Im Folgenden werden die fünf zentralen Herausforderungen zur Erreichung einer treibhausgasneutralen Stromerzeugung genauer beschrieben.

2.1. Sicherstellung eines hohen Ausbautempos Erneuerbarer Energien

Eine von Importen fossiler Brennstoffe unabhängige und klimaneutrale Energieversorgung benötigt einen schnellen, stetigen und starken Ausbau Erneuerbarer Energien. Hierfür sind im EEG 2023 hohe Ausbauziele und Ausschreibungsmengen für die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, insbesondere Wind und Photovoltaik (PV), festgelegt. Dabei müssen nicht nur die ausscheidenden fossilen Kraftwerke ersetzt werden, sondern auch zusätzliche Stromverbrauchende wie Wärmepumpen, Elektrolyseure und Elektroautos integriert werden (ebd. 2021). Der Großteil der Kosten für die Stromerzeugung aus Wind und PV fällt zum Zeitpunkt der Investition an, während Strom in der Betriebsphase zu relativ niedrigen Kosten erzeugt werden kann. Traten in jüngerer Vergangenheit verstärkt hohe Strompreise am Großhandelsmarkt auf, so ist absehbar, dass mit steigenden Anteilen Erneuerbarer Energien die Marktpreise fallen und damit eine Herausforderung für die Refinanzierung des Investments in Erneuerbare-Energien-Anlagen darstellen können (Eicke et al. 2022). Somit dürften Instrumente, die diese Finanzierungsfragen adressieren und Investitionssicherheit gewährleisten, weiterhin eine große Rolle im künftigen Strommarktdesign spielen (Kitzing et al. 2024)

2.2. Einstellung der fossilen Reststromerzeugung

Um das Ziel der Klimaneutralität zu erreichen, muss nicht nur ein starker Ausbau der Erneuerbaren Energien stattfinden, sondern gleichzeitig die Nutzung von fossilen Energieträgern stark reduziert und schließlich ganz eingestellt werden. Neben einem Anteil der Erneuerbaren Energien im Stromsektor von 80% (§ 1 Abs. 2 EEG 2023) ist der Kohleausstieg bis spätestens 2038 gesetzlich verankert (§§ 2 Abs. 2 Nr. 3; 4 Abs. 1 S. 1 Kohleverstromungsbeendigungsgesetz – KVBG²Kohleverstromungsbeendigungsgesetz vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 14 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405) geändert worden ist.) und soll nach dem Koalitionsvertrag der Ampel bereits 2030 erfolgen (SPD & Bündnis 90/Die Grünen und FDP 2021). Für die Übergangszeit sollen nach den Plänen der Bundesregierung, die sich derzeit noch in Abstimmung mit der EU-Kommission befindenden, flexibel steuerbare Gaskraftwerke eingesetzt werden, die zu einem bestimmten Zeitpunkt auf Wasserstoff umgestellt werden sollen (Kraftwerksstrategie sowie geplantes Kraftwerkssicherheitsgesetz) (BMWK 2024).

Das europäische Emissionshandelssystem (EU-ETS)³Beim EU-ETS wird eine Obergrenze (Cap) festgelegt, wie viele Treibhausgasemissionen von den emissionshandelspflichtigen Anlagen insgesamt ausgestoßen werden dürfen. Die Mitgliedstaaten geben eine entsprechende Menge an Emissionsberechtigungen an die Anlagen aus. Eine Berechtigung erlaubt den Ausstoß einer Tonne Kohlendioxid-Äquivalent. Die Emissionsberechtigungen können auf dem Markt frei gehandelt werden (Trade). ist das zentrale Element, um die Erzeugung aus fossilen Energieträgern marktgetrieben zu reduzieren (Held et al. 2022). Dafür muss das Preissignal allerdings ausreichend hoch und hinreichend prognostizierbar sein und ein anspruchsvoller Reduktionspfad bei der Zertifikatsmenge (Cap) beibehalten werden. Darüber hinaus können aber auch Politikmaßnahmen auf nationaler Ebene ergriffen werden, um fossile Kraftwerke vom Netz zu nehmen oder um deren Produktion einzuschränken.

2.3. Sicherstellen der Versorgungssicherheit bei hohen Anteilen Erneuerbarer Energien

Die beiden vorangegangenen Herausforderungen machen deutlich, dass ein klimaneutrales Stromsystem nur mit einem hohen Anteil Erneuerbarer Energien erreichbar ist. Die Stromerzeugung aus Wind und PV unterliegt jedoch starken Schwankungen und hängt unter anderem vom Wetter, der Tages- oder Jahreszeit ab. Es kommt also sowohl zu Situationen, in denen die Stromerzeugung aus Wind und PV höher ist als der Strombedarf, als auch zu gegenteiligen Situationen. Da im Stromnetz Angebot und Nachfrage stets ausgeglichen sein müssen, benötigt es Flexibilität im Stromsystem, um eine Versorgungssicherheit mit Strom zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen (Jürgens et al. 2024). Diese kann durch regelbare Erzeugungskapazität, über Speicher und einen flexibleren Verbrauch erreicht werden (Gillich et al. 2024). Eine verstärkte Integration des europäischen Strombinnenmarktes und des grenzüberschreitenden Netzausbaus stellt ebenfalls eine Flexibilitätsoption dar (Roth & Schill 2023). Auch hier ist eine zentrale Herausforderung, ausreichend Investitionen in erneuerbare regelbare Kapazitäten und Speicher sicherzustellen, sowie eine Flexibilisierung der Nachfrage in geeigneter Höhe anzureizen. Dafür können Fördermaßnahmen unmittelbarer (z.B. in Erzeugungskapazitäten, Speicher oder Flexibilität) und mittelbarer Natur (z.B. Netzplanung) zum Einsatz kommen. Durch die Kraftwerksstrategie und das geplante Kraftwerkssicherheitsgesetz ist die Einführung eines kombinierten Kapazitätsmarktes vorgesehen, dass diese Herausforderung adressieren soll (BMWK 2024).

2.4. Örtliche Verteilung von Stromerzeugung und Stromverbrauch

Die Wahl des Standorts zur Errichtung von Erzeugungsanlagen für Strom aus Erneuerbaren Energien wird, unter anderem, davon beeinflusst, wo die besten Potenziale zur Stromerzeugung vorliegen. Im Falle der Windenergie ist dies oftmals der Norden, im Falle der PV eher der Süden Deutschlands. Neben physikalischen Erzeugungspotenzialen spielten hier in der Vergangenheit auch politische Vorgaben eine Rolle. Die größten Verbrauchszentren sind aktuell eher im Süden und Westen Deutschlands. Somit bedarf es eines Ausbaus des Übertragungsnetzes, damit Strom aus dem windreichen Norden zu den Verbrauchenden im Süden transportiert werden kann (Tiedemann et al. 2024). Zudem ist die Stromerzeugung zukünftig deutlich dezentraler als bisher, so dass sich auch große Herausforderungen für den Ausbau der Verteilnetzebene ergeben, etwa durch einen raschen PV-Hochlauf. Auch die Flächenverfügbarkeit sowie die Akzeptanz vor Ort spielen eine Rolle für die örtliche Verteilung (Levi et al. 2023). Ob, in welchem Maß und mit welchen Instrumenten über diese Faktoren hinaus auch das Förder- und Strommarktdesign selbst die örtliche Verteilung von Stromerzeugung und -verbrauch steuern sollte, ist Gegenstand der aktuellen Debatte. Der diesbezügliche Lösungsraum ist groß und geht von einer Teilung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone (in 2 oder mehr Teilgebiete) bis hin zu einem nodalen Preissystem⁴Das Konzept der nodalen Preise wird in Kapitel 3 im Steckbrief genauer erläutert.. Weitere wichtige Punkte sind eine Netzentgeltreform, stärkere lokale Differenzierungen im Fördersystem bis hin zur Schaffung stärkerer Anreize zur Ansiedlung lokaler netzdienlicher Flexibilität im Falle von Netzengpässen im Sinne einer „Nutzen statt Abregeln“-Regelung, anknüpfend etwa an die neue Regelung in § 13k des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG)⁵Energiewirtschaftsgesetz vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 26 des Gesetzes vom 15. Juli 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 236) geändert worden ist. (Geschäftsstelle der Plattform Klimaneutrales Stromsystem 2024).

2.5. Minimierung und gerechte Verteilung der Transformationskosten

Die Transformation des Energiesystems ist mit Kosten verbunden. Während die Investitionen aus Gesamtsicht und auf lange Zeit sinnvoll sind, so fallen die Transformationskosten vermutlich überwiegend in den kommenden 20 Jahren an (Sievers et al. 2023). Diese Kosten müssen fair und gerecht zwischen Generationen, Bundesländern, sozio-ökonomischen Schichten und zwischen Staat, Zivilgesellschaft und Unternehmen aufgeteilt werden. Nur eine als fair wahrgenommene Verteilung der Lasten kann langfristig die Akzeptanz für die Transformation festigen (Knopf et al. 2024). Gleichzeitig gilt es, insbesondere in Zeiten knapper öffentlicher Mittel, die Gesamtkosten für die Transformation möglichst gering zu halten (George et al. 2024). Für das Strommarktdesign bedeutet das, dass Erzeugung und Verbrauch volkswirtschaftlich so effizient wie möglich aufeinander abgestimmt werden müssen, damit die mit der Transformation des Energiesystems verbundenen Kosten so gering wie möglich gehalten werden und, soweit möglich, von den Verursachern der Kosten bzw. den Profiteuren der Investitionen getragen werden. Für das Strommarktdesign stellt sich, neben der allgemeinen Erlössituation im Strommarkt und den daraus sich ergebenden Verteilungswirkungen, auch die Frage, wie Netzentgelte und andere staatlich induzierte Strompreisbestandteile verteilt werden müssen (ebd. 2024). Für eine als gerecht empfundene Verteilung der Transformationskosten erscheint es schlussendlich ebenso wichtig, dass Verbrauchende als aktive Kunden an den Vorteilen der Energiewende partizipieren können (Stute & Kühnbach 2023)

3. Handlungsoptionen im Strommarkt

Anhand der identifizierten Herausforderungen, auf die ein zukunftsfähiges Strommarktdesign Antworten finden muss, wurde über die Ariadne-Projektpartner hinweg eine erste Sammlung zu möglichen und benötigten Politikinstrumenten bzw. Handlungsoptionen durchgeführt. Dabei standen übergeordnete Instrumente im Vordergrund, die das nationale Strommarktdesign in Zukunft verändern und verbessern können. Ein Fokus lag auf Instrumenten, die innerhalb des Projektes bearbeitet werden oder den Projektpartnern bedeutend erschienen. Die Sammlung hat nicht den Anspruch vollständig zu sein, sondern soll vor allem einen Zwischenstand der aktuell geführten Diskussion innerhalb des Autorenteams darstellen.

Die ausgewählten 18 Handlungsoptionen wurden dann Herausforderungen zugeordnet, die durch die Handlungsoption adressiert werden. Mehrfachnennungen waren dabei möglich, wobei zwischen einer primären und sekundären Adressierung unterschieden wurde (vgl. Kapitel 3.1). Für die Handlungsoptionen wurden Kurzsteckbriefe erstellt, die jeweils die Motivation, den Adressat, den Wirkmechanismus sowie mögliche Herausforderungen bei der Umsetzung kurz und prägnant darstellen (vgl. Kapitel 3.2).

3.1. Zuordnung der Handlungsoptionen zu den Herausforderungen

Tabelle 1 zeigt die Zuordnung der 18 Handlungsoptionen zu den fünf Herausforderungen. Dabei wird ein Zusammenhang unterstellt, wenn die Handlungsoption die Herausforderung direkt adressiert. Darüber hinaus gibt es jedoch auch indirekte Rückkopplungen, beispielsweise zwischen Kohleausstieg (Herausforderung 2) und Fragestellungen rund um den Redispatch⁶Unter Redispatch wird das Netzengpassmanagement durch die Netzbetreiber bezeichnet, um die Netzstabilität sicherzustellen. Dabei greifen die Netzbetreiber in den geplanten Kraftwerkseinsatz ein, um Engpasssituationen vorzubeugen. und die örtliche Verteilung von Erzeugung und Verbrauch (Herausforderung 4). Genauso berühren Optionen zur Förderung Erneuerbarer Energien (Herausforderung 1) oftmals mindestens indirekt die Frage nach der Verteilung der so entstehenden Kosten und Gewinne (Herausforderung 5).
Die Mehrzahl der Instrumente konnte der Herausforderung 3 – Sicherstellen der Versorgungssicherheit bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien sowie der Herausforderung 4 – Örtliche Verteilung von Stromerzeugung und Stromverbrauch zugeordnet werden. Dies erscheint vor dem Gesamthintergrund und der Historie der Energiewende sinnvoll. Nachdem in einer ersten Phase vor allem der Hochlauf der Erneuerbaren Energien sowie begleitend eine Verringerung der fossilen (sowie atomaren) Energieerzeugung im Fokus stand, ändern sich die Anforderungen an das Strommarktdesign mit einem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien. Die Frage, wie Erneuerbare Energien gefördert werden und ihr Ausbau im erforderlichen, sehr hohen Ausmaß und Tempo sichergestellt wird, bleibt hochaktuell und beeinflusst als Basis der Entwicklung zentral die anderen Herausforderungen (BMWK 2024).

3.2. Kurzsteckbriefe potentieller Handlungsoptionen

Im Folgenden werden 18 Handlungsoptionen für das Strommarktdesign der Zukunft in der Form von Kurzsteckbriefen näher beschrieben. Dabei wird jeweils die Motivation für die (potenzielle) Einführung oder Anpassung des Politikinstruments dargelegt, der Adressat benannt, der Wirkmechanismus beschrieben und mögliche Herausforderungen bei der Umsetzung skizziert.

4. Bewertungskriterien

Bei der Bewertung von Politikmaßnahmen ist die Nutzung von Kriteriensets weitverbreitet (Held et al. 2022; Löschel et al. 2021; Löschel et al. 2023). Ein vorab definiertes Kriterienraster bietet die Möglichkeit, Politikmaßnahmen systematisch, transparent und nachfolgbar zu evaluieren (Löschel et al. 2023). Ein Set an Bewertungskriterien dient auch dazu, quantitative und qualitative Aspekte zusammenzubringen, und ist somit für viele potentielle Politikmaßnahmen anwendbar.

Einige Veröffentlichungen, die Reformen des Energiemarktdesigns oder Politikmaßnahmen diskutieren, greifen ebenfalls auf Kriterien und/oder Kriteriensets zurück, um darauf ihre Analysen aufzubauen. Zachmann et al. (2023), die ihren Fokus auf aktuelle Entwicklungen auf dem europäischen Strommarkt nach der Energiepreiskrise des Jahres 2022 legen, nutzen drei zentrale Kriterien für die Bewertung der aktuellen Entwicklungen: (1) Fairness, (2) optimales Investment und (3) optimaler Betrieb von Anlagen. Dabei wird Fairness als die Aufteilung der Rendite zwischen den Akteuren am Strommarkt verstanden. Einige weitere Aspekte werden über die Fairness ebenfalls abgedeckt, so zum Beispiel die Vermeidung von Preisschwankungen. Die Autoren merken an, dass Fairness kein einfach zu operationalisierendes Kriterium ist und am Ende immer politisch ausgehandelt werden muss (ebd. 2023). Auch Held et al. (2022) betonen, dass sowohl ökonomische Effizienz als auch Gerechtigkeit als Grundprinzipien bei der Bewertung von Politikmaßnahmen gelten. Bei Gerechtigkeit wird weiter unterschieden zwischen prozeduraler Gerechtigkeit und Verteilungsgerechtigkeit. Effizienz wird ebenfalls differenziert, zum einen in einen effizienten Betrieb, zum anderen in eine effiziente Investitionsentscheidung. Winkler et al. (2020) definieren ein Bewertungskriterien-Set, das sich insbesondere auf die Politikinstrumente zur Förderung von Erneuerbaren Energien bezieht . Ein Impulspapier der Nationalen Akademie der Wissenschaften Leopoldina, acatech sowie der Union der deutschen Akademien der Wissenschaften zum Strommarktdesign 2030 verwendet ebenfalls ein Kriterienset das aus sieben Kriterien besteht : (1) Wirksamkeit, (2) Anschlussfähigkeit an internationale Systeme und EU-Mechanismen, (3) Kosteneffizienz, (4) Sicherstellung der Ausbauziele der Erneuerbaren Energien und die (5) politische, (6) rechtliche sowie (7) zeitliche Umsetzbarkeit (Haucap et al. 2022). Die Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“ verwendet in ihrer 2023 veröffentlichten „Stellungnahme zum Strommarktdesign und dessen Weiterentwicklungsmöglichkeiten“ ein deutlich erweitertes Kriterienset (Löschel et al. 2023), das gegenüber einem Bericht aus dem Jahr 2021 nochmal erweitert wurde (Löschel et al. 2021). Die Stellungnahme enthält 15 übergeordnete Kriterien wie Effektivität, Effizienz, Beitrag zur Wirtschaftsleistung und viele weitere, die dann noch in einige Teilaspekte aufgeteilt werden, so dass insgesamt 54 Unterkriterien aufgelistet werden (Löschel et al. 2023).

Basierend auf den oben beschriebenen, bereits verwendeten Bewertungskriterien wurden in einem ersten Schritt Kriterien für die Bewertung der Handlungsoptionen aus Kapitel 3 gesammelt. Diese ursprüngliche Sammlung wurde anschließend gemeinsam redigiert; Dopplungen und Überschneidungen wurden aufgelöst. Somit ergab sich ein Kriterienset mit 15 Bewertungskriterien. Neben der Frage der Bewertungskriterien gilt es auch zu definieren, wie genau das Kriterienset anzuwenden ist. So muss nicht für jede Politikmaßnahme jedes einzelne Kriterium einen Wert enthalten, da hier manchmal keine Effekte auszumachen und/oder kein Bezug bestehen kann. Für manche Bewertungen fehlen gegebenenfalls auch konkrete Erfahrungen oder weitere Forschung ist notwendig. Im Folgenden werden die 15 Bewertungskriterien beschrieben und deren Anwendung spezifiziert:

1. Eines der wichtigsten Kriterien ist der Beitrag der Maßnahme zur Klimaneutralität. Es ist wichtig, dass die Maßnahme zur Dekarbonisierung der Energieversorgung beiträgt bzw. mit einem zu 100 % auf Erneuerbaren Energien basierenden Energiesystem kompatibel ist. Zur Dekarbonisierung beitragen bedeutet dabei nicht, dass es ausschließlich um die Förderung von Erneuerbaren Energien sowie der Verdrängung von fossilen Energien geht. Einen Beitrag können auch Maßnahmen leisten, die die Marktintegration von Erneuerbaren Energien vereinfachen sowie die Voraussetzungen für ein klimaneutrales Energiesystem schaffen, wie etwa mehr Flexibilität.
2. Kosteneffizienz ist ein weiteres wichtiges Kriterium. Es bedeutet, dass die Maßnahmen zu möglichst geringen Gesamtsystemkosten beitragen. Dieses Kriterium ist nicht gleichzusetzen mit Kostenreflexivität und Verteilungsgerechtigkeit. Kosteneffiziente Maßnahmen können zu gerechten Verteilungswirkungen beitragen oder aber auch explizit nicht.
3. Kostenreflexivität bewertet, inwiefern die Kosten denjenigen Marktteilnehmenden zugeordnet werden, die die Kosten verursachen. Auch hier gibt es Parallelen zu Verteilungsgerechtigkeit, denn nach dem Verursacherprinzip kann die Kostenreflexivität die Verteilungsgerechtigkeit stärken. Es kann aber auch zu negativen Effekten, z.B. für einkommensschwache Haushalte führen. Von daher sollte Kostenreflexivität kein Selbstzweck sein. Sie bleibt aber ein wichtiges Kriterium, um Fehlanreize zu meiden.
4. Versorgungssicherheit ist ein wichtiges Kriterium des Energiesystems, das auch für ein überwiegend oder vollständig auf Erneuerbaren Energien bestehendes System von herausragender Bedeutung ist (Nicolosi & Burstedde 2021). Es gibt verschiedene Definitionen von Versorgungssicherheit, insbesondere die Unterscheidung zwischen Leistungsbilanzmethode und probabilistischer Methode bei der Bestimmung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit. Im Rahmen dieses Kriteriensets wird davon ausgegangen, dass die Auswirkungen der Maßnahmen auf die Versorgungssicherheit unabhängig von der jeweiligen Definition sind.
5. Resilienz ist ein Begriff, der in vielfältiger Weise verwendet wird. In Bezug auf Energiesysteme stellt sich die Frage, wie das System auf unvorhersehbare Ereignisse reagiert. Dabei gibt es Parallelen zur Versorgungssicherheit, denn ihre Sicherstellung ist fundamental wichtig. Resilienz geht jedoch darüber hinaus. Gerade im Kontext der Energiekrise 2022 hat der Begriff Resilienz nochmals an Bedeutung gewonnen und wurde im Fokus auch über die bloße physische Versorgungssicherheit hinaus erweitert (Luderer et al. 2022). Dabei lag der Fokus zunehmend auch auf einem resilienten Strommarktdesign (Zachmann et al. 2023). Eine weitere Dimension von Resilienz ist die Verfügbarkeit von Technologien, die für die Versorgungssicherheit in einem klimaneutralen Stromsystem nötig sind, wie zum Beispiel Erzeugungsanlagen, Batterien und Netzkomponenten.
6. Unter Verteilungsgerechtigkeit wird zunächst verstanden, dass Einnahmen, Kosten, Be- und Entlastungen möglichst fair verteilt sind. Fair ist zwar ein subjektives Kriterium, dies trifft in Grenzen aber auf viele Bewertungskriterien zu. Insofern ist das Kriterium der Verteilungsgerechtigkeit vor allem über seine Nicht-Erfüllung definiert, z.B. wenn einkommensschwache Haushalte nicht geschützt und dadurch überproportional belastet werden.
7. Akzeptanz ist ebenfalls ein breit anwendbarer, sich wandelnder und subjektiver Begriff. Es gibt Versuche, Akzeptanz sozialwissenschaftlich zu messen, z.B. über Umfragen (Kaestner et al. 2023). Dies ist aber oft für neue Politikmaßnahmen, die noch nicht umgesetzt oder erfahrbar sind, schwer durchzuführen bzw. kann sich durch die Durchführung der Maßnahme wandeln. Ebenso ist neben Akzeptanz auch die aktive Unterstützung von Maßnahmen durch die Gesellschaft eine wichtige Komponente bei der Bewertung von Politikmaßnahmen (Dreyer et al. 2015). Dennoch wurde das Kriterium hier aufgeführt, da es einen erheblichen Einfluss auf die reale politische Umsetzbarkeit von Maßnahmen hat.
8. Teilhabe und Transparenz setzt ebenfalls bei den Bürgerinnen und Bürgern sowie Verbrauchenden an. So soll dieses Kriterium erfassen, inwiefern Teilhabe bei Konzeption und Umsetzung der Maßnahme mitgedacht und möglich ist. Dabei kann Teilhabe entweder politischer als auch finanzieller Natur sein. Im Rahmen des Kriterienrasters wird hier nicht weiter differenziert, da beide Varianten oft auch große Überschneidungen aufweisen.
9. Das Bewertungskriterium EU-Kompatibilität soll bewerten, inwiefern die Maßnahme eine Integration in den europäischen Strommarkt befördert oder behindert, und ob dadurch Synergien genutzt werden.
10. Unter EU-Rechtskonformität soll bewertet werden, inwiefern die Maßnahme mit dem bestehenden Rechtsrahmen vereinbar ist. Der Rechtsrahmen kann, abhängig oder unabhängig von der zu bewertenden Maßnahme natürlich grundsätzlich verändert werden. Dennoch ist es wertvoll zu wissen, mit welchem Aufwand die Umsetzung einer Politikmaßnahme verbunden ist. 
11. Transaktionskosten bezeichnen die Kosten, die durch die konkrete Umsetzung einer politischen Maßnahme anfallen. Das Kriterium wurde auf zwei Ebenen aufgeteilt, da Transaktionskosten für den Staat und
12. Investoren/Betreiber oftmals unterschiedlich ausfallen (Winkler et al. 2020). Zwar besteht eine Querverbindung zur Kosteneffizienz, allerdings handelt es sich um unterschiedliche Bewertungsebenen. Maßnahmen können insgesamt betrachtet kosteneffizient sein, aber bei einzelnen Akteuren, z.B. beim Staat, hohe Transaktionskosten verursachen. Hohe Transaktionskosten werden hier negativ bewertet.
13. Wirtschaftliche Planungssicherheit bewertet die langfristige Planbarkeit von Einnahmen und Ausgaben. Eine hohe Planungssicherheit trägt in der Regel auch zur Kosteneffizienz bei, da so z.B. Finanzierungskosten gesenkt werden können. Diese ist zudem wichtig für die Investitionsentscheidungen von Privathaushalten und Unternehmen und trägt somit auch zur Beschleunigung der Transformation bei.
14. Der Beitrag zur Systemintegration adressiert, inwiefern die Politikmaßnahme zur Integration von fluktuierenden Erneuerbaren Energien beiträgt. Dieser Beitrag kann direkt oder indirekt erfolgen. Der Beitrag zur Systemintegration kann auch negativ sein, wenn z.B. ein unflexibler Stromverbrauch angereizt wird. Darüber hinaus gibt es diese Möglichkeit auch auf der Erzeugungsseite, wenn keine bzw. gegenläufige Anreize für Erzeuger bestehen, ihre Erzeugung systemdienlicher auszurichten.
15. Politikinstrumente existieren nie in einem Vakuum, sondern sind in der Regel in Politikwelten eingebettet. Deswegen ist es wichtig, die Wechselwirkungen mit anderen Politikinstrumenten mitzudenken, sofern das Kriterienraster auf einzelne Maßnahmen angewendet wird. So können Maßnahmen für sich genommen vorteilhaft, aber z.B. nur sehr schlecht kompatibel mit weiteren Maßnahmen sein. Andere Politikinstrumente entfalten ihre volle Wirksamkeit nur in Kombination mit weiteren, begleitenden Maßnahmen. In Abwesenheit klarer Politikwelten sollte die Kompatibilität mit dem derzeit bestehenden Strommarktdesign bewertet werden.

5. Beispielhafte Anwendung und Reflexion

Das entwickelte Kriterienraster wird in diesem Kurzdossier beispielhaft auf zwei Handlungsoptionen angewandt, um zu demonstrieren, wie die Anwendung in der Praxis funktionieren kann. Außerdem sollen lessons-learned identifiziert werden, die bei zukünftigen Anwendungen berücksichtigt werden sollen. Die beiden bewerteten Handlungsoptionen sind (1) die Absicherung von privaten Power Purchase Agreements (PPAs) und (2) die Einführung dynamischer Stromtarife. Die Auswahl dieser Handlungsoptionen bedeutet nicht, dass diese Handlungsoptionen zu priorisieren wären, sondern soll ausschließlich die Anwendung der Kriterien auf Instrumente im Strommarktdesign beispielhaft illustrieren.

Bei der Bewertung hatte jeder Projektpartner genau eine Stimme, um Verzerrungen zu vermeiden. Die Bewertung erfolgte auf einer sieben-stufigen Skala, die von — über 0 bis +++ reicht. Kriterien konnten bei Bedarf ausgelassen werden und es bestand die Möglichkeit, qualitative bzw. ergänzende Kommentare abzugeben. Die Skala wurde hinsichtlich des Mittelwertes sowie der Abweichung der Bewertungen der einzelnen Projektpartner analysiert. Darüber hinaus erfolgte eine Konsolidierung der Kommentare.

5.1. Beispielhafte Anwendung der Bewertungskriterien

Absicherung von privaten Power Purchase Agreements

Die erste Handlungsoption, die mittels des entwickelten Kriterienrasters bewertet wurde, ist die Absicherung von privaten PPAs. Abbildung 1 zeigt die aggregierte Bewertung der Kriterien. Gezeigt sind sowohl der Mittelwert (m) als auch die Spannweite der abgegebenen Bewertungen. Bis auf wenige Ausnahmen ist die Spannweite der Bewertungen relativ groß. Die geringsten Spannbreiten zeigen sich bei Kriterien, bei denen generell von geringen Auswirkungen ausgegangen wird. Die durchschnittlich höchste positive Bewertung erreicht die Handlungsoption im Kriterium wirtschaftliche Planungssicherheit. Die durchschnittlich stärkste negative Bewertung erfolgte im Kriterium Kostenreflexivität. Aufgrund der großen Spannbreite lohnt es sich, die Ergebnisse mittels der qualitativen Ergänzungen und Kommentare in den richtigen Kontext zu setzen. Hierbei zeigt sich, dass das Instrument die wirtschaftliche Planungssicherheit erhöht, dass Rechtskonformität besteht, dass mindestens ein geringer Beitrag zur Klimaneutralität geleistet wird und dass das Instrument voraussichtlich auf geringen gesellschaftlichen Widerstand stoßen würde. Im Folgenden werden die Kommentare bzw. qualitativen Ergänzungen zu den einzelnen Kriterien diskutiert, um die durchschnittliche Bewertung zu kontextualisieren.

Der Beitrag zur Klimaneutralität (m = 1,1) wird von nahezu allen Autorinnen und Autoren als gering eingeschätzt. Es stellt sich die Frage, welche Rolle PPAs zukünftig spielen werden, insbesondere im Kontext anderer Fördermöglichkeiten für Erneuerbare Energien sowie der Höhe des CO2-Preises im EU-ETS. Sollten andere staatliche Fördermöglichkeiten für Erneuerbare Energien (z.B. über CfDs) zukünftig nicht mehr gegeben sein, wird definitiv eine größere Rolle für PPAs gesehen. Da das Instrument explizit eine staatliche Absicherung der PPAs ist, wurde die Auswirkung unter anderem als nicht zu groß bewertet, da zum einen auch PPAs ohne staatliche Absicherung denkbar sind, zum anderen die Größe des Effekts der staatlichen Absicherung auf einen Anstieg von PPAs zum jetzigen Zeitpunkt noch unklar ist.

Die Kosteneffizienz (m = 0,8) des Instruments wird grundsätzlich positiv bewertet. Vor allem aus Sicht des Staates fallen für eine Absicherung von privaten Investitionen vermutlich weniger Kosten als für eine Deckung einer generellen Finanzierungslücke an. Die gesamtgesellschaftlichen Kosten können im Vergleich zu einer Situation ohne staatliche Absicherung jedoch nur gesenkt werden, wenn die Kapital- bzw. Finanzierungskosten insgesamt durch PPAs effektiv gesenkt werden können. Ein unerwünschter Nebeneffekt der Handlungsoption könnte eine strukturelle Verschiebung hin zu Marktteilnehmenden mit schlechter Bonität, hohen Ausfallraten und damit auch hohen Ausfallkosten sein.

Die Kostenreflexivität (m = -0,4) des Instruments wird generell negativ bewertet. Als Hauptgrund wird angeführt, dass das Ausfallrisiko privater Akteure auf den Staat übertragen und somit sozialisiert wird. Darüber besteht weitgehend Einigkeit, ebenso darüber, dass das Ausmaß dieses negativen Effekts als vergleichsweise gering eingeschätzt wird.

Weitgehende Einigkeit konnte auch bezüglich der Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit (m = 0,2) beobachtet werden. Es wurde nur ein kleiner, im Durchschnitt neutraler Beitrag zur Versorgungssicherheit gesehen.

Durchschnittlich wird auch nur ein geringer Beitrag zum Kriterium der Resilienz (m = 0,2) gesehen, allerdings gehen die Einschätzungen hier deutlich auseinander. Zum einen wird angeführt, dass langfristige PPAs Sicherheit gegenüber kurzfristigen Schwankungen bieten, was durch eine staatliche Absicherung noch verstärkt wird. Auf der anderen Seite werden die langen Vertragslaufzeiten kritisch bewertet. Es wird darauf hingewiesen, dass die Bewertung je nach betrachtetem Risiko anders ausfallen könnte.

Von den Autorinnen und Autoren werden zudem geringe, leicht negative Auswirkungen des Instruments auf die Verteilungsgerechtigkeit (m = -0,2) erwartet. Die Sozialisierung des Risikos und der Privatisierung der möglichen Gewinne wird hier kritisch angeführt. Die Finanzierung der Absicherung hat auch einen Einfluss auf das Kriterium: Wird die Absicherung über eine Umlage auf den Strompreis finanziert, so wird eine regressive Kostenwirkung erwartet, die bei einer Haushaltsfinanzierung deutlich schwächer ausfallen würde. Werden viele Investitionen angereizt, die sich auf Grund der niedrigeren Kapitalausgaben dämpfend auf den Strompreis auswirken, könnte aber auch ein schwach positiver Effekt erwartet werden.

Bezüglich der Akzeptanz (m = 1,0) in der Bevölkerung ist die Erwartung, dass diese entweder neutral oder leicht positiv ausfällt. Generell wird erwartet, dass ein Zubau von Erneuerbaren Energien mit geringerer staatlicher Förderung als bisher grundsätzlich positiv bewertet wird. Es wird auch auf die vielfältigen, positiven Varianten der Kommunikation bezüglich der Maßnahme hingewiesen. Sollten sich Unternehmen entsprechend staatlich unterstützt allerdings vorteilhafte Standorte für Erneuerbare Energien sichern, könnte es auch zu negativen Bewertungen kommen.

Teilhabe und Transparenz (m = -0,2) der Handlungsoption werden tendenziell schwach negativ bewertet, allerdings gibt es auch bei diesem Kriterium eine große Spannweite an Bewertungen. Transparenz wird durch die Maßnahme eher weniger erwartet. Positiv hervorgehoben wird, dass durch staatliche Garantien auch kleineren Marktteilnehmenden der Zugang erleichtert wird und man Konditionen der staatlichen Garantien transparent machen kann. Allerdings wird für Endverbrauchenden eher weniger Transparenz und Teilhabe gesehen.

Die EU-Kompatibilität (m = 0,6) des Instruments wird schwach positiv gesehen, auch wenn die Größe des Effekts eher gering bewertet wird. Es wird angeführt, dass bei der Ausgestaltung noch offen ist, wie bei einer nationalen Garantie mit internationalen Unternehmen bzw. grenzüberschreitendem Handel umzugehen wäre. Bezüglich der (EU)-Rechtskonformität (m = 2,0) besteht aber große Übereinstimmung, dass durch die Neufassung der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung explizit die Möglichkeit staatlicher Garantien ermöglicht wird.

Bezüglich der Transaktionskosten für den Staat (m = -0,3) wird eine leichte Zunahme und somit ein negativer Effekt erwartet. Allerdings kommt es hier stark auf die Ausgestaltung an. Insbesondere die Vielfalt der verschiedenen Möglichkeiten zur Ausgestaltung von PPAs könnte hier für bürokratischen Aufwand sorgen. Die Transaktionskosten der Investoren/Betreiber (m = 0,9) werden allerdings positiv bewertet, da erwartet wird, dass die staatliche Garantie Vertragsabschlüsse vereinfacht. Je nach Ausgestaltung sind aber auch höhere Administrationskosten möglich.

Deutlich positiv wird die Wirkung auf die wirtschaftliche Planungssicherheit (m = 2,2) bewertet. Dies gilt sowohl für die Projektierung als auch den Vertragszeitraum und betrifft sowohl die Anlagenbetreiber als auch die Kundenseite. Die Bewertung begründet sich insbesondere darin, dass die Erhöhung der Planungssicherheit die maßgebliche Zielrichtung des Instruments ist.

Der Beitrag zur Systemintegration (m = -0,1) des Instruments wird als relativ neutral betrachtet, da das Instrument selbst keinen erkennbaren Anreiz für Systemintegration bietet. Allerdings könnte eine Erhöhung des EE-Angebots durch PPAs einen mittelbar positiven Effekt haben. Wechselwirkungen mit anderen Instrumenten (m = 0,6) werden nur in geringem Umfang gesehen. Das Instrument könnte voraussichtlich ohne große Komplikationen in ein bestehendes System eingeführt werden. Allerdings wird auf die Gefahr der Doppelförderung und von Mitnahmeeffekten hingewiesen.

Dynamische Stromtarife

Die zweite Handlungsoption, die mittels des entwickelten Kriterienrasters bewertet wurde, ist die verstärkte Nutzung von dynamischen Stromtarifen. Abbildung 2 zeigt die aggregierte Bewertung der Kriterien. Gezeigt ist hier wiederum der Mittelwert (m) und die Spannweite der abgegebenen Bewertungen. Die durchschnittlich höchste positive Bewertung erreicht die Handlungsoption im Kriterium EU-Rechtskonformität. Die durchschnittlich stärkste negative Bewertung erfolgte im Kriterium wirtschaftliche Planungssicherheit.

Aus den qualitativen Ergänzungen ergibt sich, dass der Beitrag zur Klimaneutralität (m = 1,8) sehr positiv bewertet wurde. Allerdings wird die tatsächliche Höhe des Beitrages von dem Grad der Dynamisierung und auch dem Endnutzerverhalten abhängen. Generell wird angemerkt, dass das Instrument bei der Integration von Erneuerbaren Energien stark helfen kann, für ein klimaneutrales Stromsystem eine Dynamisierung der Endkundenpreise besonders wertvoll ist, und dass Verschiebungseffekte der Nachfrage in Zeiten hoher Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien essenziell sind.

Bezüglich der Kosteneffizienz (m = 2,1) wird das Instrument ebenfalls sehr positiv bewertet. Es wird davon ausgegangen, dass das Instrument den Staat wenig kostet, aber einen potenziell großen Hebel besitzt. Allerdings wird auch hier angemerkt, dass die Ausgestaltung eine entscheidende Rolle spielt. Eine flächendeckende Verpflichtung zur Nutzung kann die Kosteneffizienz z.B. maßgeblich beeinflussen, da Kosten für den erhöhten Aufwand bei der Abrechnung sowie den Einbau eines intelligenten Zählers nicht für alle Anwendungsfälle kosteneffizient sind.

Die Kostenreflexivität (m = 1,7) wird ebenfalls sehr positiv bewertet. Dies begründet sich insbesondere im Ziel des Instruments, eine bessere Abbildung von realen Preisen im Endkundenbereich zu erreichen. Allerdings wird dieses Kriterium leicht negativer bewertet als z.B. die Kosteneffizienz. Dies wird unter anderem damit begründet, dass die Kostenreflexivität eingeschränkt ist, wenn Netzengpässe nicht ausreichend berücksichtigt werden.

Bezüglich der Versorgungssicherheit (m = 0,8) werden leicht positive Effekte durch die Maßnahme erwartet. Dies gilt vor allem, wenn es durch die Einführung dynamischer Stromtarife gelingt, die Spitzenlasten effektiv zu senken. Den positiven Effekten bezüglich der zeitlichen Verschiebung des Verbrauchs stehen jedoch auch potentiell negative Effekte auf der Ebene lokaler Netze gegenüber. Dies gilt insbesondere, wenn die Maßnahme nicht im Zusammenspiel mit anderen Maßnahmen, die die lokale Netzebene berücksichtigen, betrachtet wird. Es war jedoch keine Bewertung negativ, generell wird also ein positiver Effekt erwartet.

Für das Kriterium der Resilienz (m = 0,3) wird ein schwach positiver Beitrag gesehen. Hier werden wieder die lokalen Netzebenen als mögliche Schwachstelle genannt, aber auch die Privathaushaltsebene angeführt. Dort könnten stark schwankende Preise zu Problemen durch Weitergabe aller, d.h. auch sehr hoher Preise, und eventuell sogar politischem Handlungsbedarf führen. Auf der anderen Seite wird eine adäquate Abbildung der Knappheit am Strommarkt über Preise grundsätzlich als positiv für die Resilienz gesehen.

Die Bewertungen hinsichtlich der Verteilungsgerechtigkeit (m = 0,1) weisen eine große Spannweite auf, so dass die Maßnahme diesbezüglich im Mittel als neutral angesehen wird. Auf der einen Seite wird positiv hervorgehoben, dass durch dynamische Tarife Haushalte direkt von den günstigen Gestehungskosten von Erneuerbaren Energien profitieren können, auch wenn sie z.B. keine eigene PV-Anlage haben. Auf der anderen Seite wird angeführt, dass die einkommensschwachen Haushalte möglicherweise gar nicht die Flexibilitätspotentiale haben, um wirklich von dynamischen Tarifen zu profitieren. Je nachdem, wie die Ausgestaltung des Instruments ist, besteht die Gefahr, dass nur Haushalte die Tarife wählen, die davon profitieren, sogenanntes „Rosinenpicken“. Werden dann beispielsweise die Netzentgelte stärker auf die übrigen Nutzenden umgelegt, ergeben sich potentiell negative Effekte.

Auch die Bewertungen zur Akzeptanz (m = 0,9) weisen eine große Spannbreite auf. In Summe wird die Maßnahme aber relativ positiv bewertet. Es wird angeführt, dass es hier auch in der Bevölkerung stark differierende Betrachtungsweisen geben wird. Early Adopters werden als starkes Positivbeispiel genannt und generell dürfte es eine Bandbreite an Nutzenden geben, die die Maßnahme begrüßen. Allerdings könnte es aber, je nach Höhe der Transaktions- bzw. Komfortkosten der Dynamisierung auch zu negativen Haltungen kommen, insbesondere wenn die Maßnahme als ungerecht empfunden wird. Da der EU-Rechtrahmen aber derzeit eine Freiwilligkeit der Maßnahme garantiert, überwiegen die positiven Bewertungen.

Ein ähnliches Bild zeigt sich hinsichtlich des Kriteriums der Teilhabe und Transparenz (m = 0,9): auch hier zeigt sich eine große Spannbreite in den Bewertungen und eine grundsätzlich positive Bewertung. Insbesondere bezüglich der Teilhabe wird die Möglichkeit positiv hervorgehoben, konkret Teil der Energiewende zu sein. Während die Transparenz ex-ante vermutlich noch nicht groß ist und es viel Informationsbedarf für die Endverbrauchenden geben wird, kann das Instrument langfristig auch die Transparenz und das Verständnis über das Funktionieren des Strommarktes befördern.

Die EU-Kompatibilität (m = 1,5) wird grundsätzlich stark positiv bewertet. Zum einen, weil viele andere EU-Länder bereits dynamische Strompreise haben, zum anderen, weil der zu erwartende dynamischere Verbrauch auch den EU-Binnenstrommarkt stärken würde. Passend dazu wird die (EU)-Rechtskonformität (m = 2,8) auch sehr positiv bewertet, da das Recht auf dynamische Stromtarife im EU-Strommarktrahmen verankert und in vielen Mitgliedsstaaten bereits umgesetzt ist.

Es wird erwartet, dass die Maßnahme mit nur geringen Transaktionskosten für den Staat (m = 0,7) umzusetzen sein wird, da diese eher bei den Betreibern bzw. Energieversorgungsunternehmen gesehen werden. Zwar entsteht auf Seiten der Wettbewerbs- und Regulierungsbehörden ein geringer Monitoring Mehraufwand, aber negativer bewertet werden Transaktionskosten für die Betreiber (m = -0,4). Hier wird vor allem auf die komplizierteren Abrechnungsverfahren verwiesen sowie den Mehraufwand beim Messstellenbetrieb. Es entstehen Kosten für die notwendige Hardware. Allerdings könnten in anderen Bereichen auch Kosten eingespart werden, zum Beispiel durch mehr Digitalisierung und Automatisierung.

Die wirtschaftliche Planungssicherheit (m = -1,1) wird tendenziell negativ bewertet. Hier wird vor allem auf die höhere Unsicherheit auf Seiten der Stromverbrauchenden hingewiesen, aber auch auf die komplexeren Prognosen von Einnahmen sowie eine Erhöhung der Anforderungen an Beschaffungsstrategien in Unternehmen. Hier wird auch auf mögliche Preiskorridore und Rückwechselmöglichkeiten in Festpreistarife verwiesen, die je nach Ausgestaltung großen Einfluss auf die tatsächliche Wirkung haben können.

Der Beitrag zur Systemintegration (m = 1,8) wird durchgehend positiv bewertet. Der Grund ist die verzerrungsfreie Weitergabe von Preissignalen an die Endverbrauchenden. Auch hier werden die konkrete Ausgestaltung sowie der Umfang der Nutzung wesentlichen Einfluss haben. Positiv wird hervorgehoben, dass so die Marktwerte für Erneuerbare Energien zukünftig gestärkt werden können. Allerdings wird darauf hingewiesen, dass bei Nicht-Adressierung möglicherweise lokale Engpässe den Beitrag schmälern könnten.

Dementsprechend wird auch ein gutes Potenzial für eine positive Wechselwirkung mit anderen Instrumenten (m = 1,0) gesehen. Gerade wenn die potentiell negativen Auswirkungen auf der lokalen Netzebene durch flankierende Maßnahmen adressiert werden, kann das Instrument seine Vorteile noch besser ausspielen. Gleichzeitig werden keine negativen Wechselwirkungen mit den anderen Leitinstrumenten im Strommarkt erwartet.

5.2. Reflexion des Bewertungsverfahrens

Das gewählte Vorgehen hatte den Zweck, das entwickelte Kriterienset einem Praxistest zu unterziehen. Die abgegebenen Bewertungen wurden isoliert erstellt. Es fand demnach keine Konsolidierung zwischen den Autorinnen und Autoren statt. Dies hat einerseits den Vorteil, dass die Ergebnisse nicht durch Gruppendynamiken beeinflusst werden können, was den Grad der Objektivität der Bewertungen steigern kann. Andererseits verhindert die gewählte Vorgehensweise, voneinander zu lernen bzw. Argumente auszutauschen. Die gewählte Vorgehensweise dient der in dieser Analyse festlegten Zielsetzung der beispielhaften Anwendung des Kriteriensets. Je nach Fragestellung und Zielsetzung kann ein Vorgehen mit Konsolidierung jedoch vorteilhafter sein. Darüber hinaus ist auch eine Kombination von isoliertem und konsolidiertem Bewerten möglich.

Es hat sich gezeigt, dass eine Schwierigkeit bei der Bewertung darin lag, die Maßnahmen einzeln zu bewerten. In der Regel zeigt sich der Effekt einer Maßnahme erst im Zusammenspiel mit dem restlichen Strommarktdesign. Von daher scheint die Bewertung von Maßnahmenbündeln angebracht. Allerdings erhöht sich dadurch auch die Komplexität der Wirkungszusammenhänge. In einem solchen Fall wäre eine Reflexion innerhalb der Gruppe von deutlich größerer Bedeutung.

Eine Operationalisierung der Anwendung von Bewertungskriterien bringt stets eigene Risiken mit sich. So werden Informationen verdichtet dargestellt und eine Festlegung auf der vorgegebenen Skala ist notwendig. Bewertungen hängen in der Realität aber auch immer von den äußeren Umständen, wie dem politischen und gesellschaftlichen Umfeld, den Marktbedingungen und der konkreten Ausgestaltung der Umsetzung ab. Es hat sich gezeigt, dass eine Quantifizierung über eine Skala sowohl Chancen als auch Herausforderungen mit sich bringt. Als Stärke des gewählten Ansatzes kann die direkte Verknüpfung mit qualitativen Kommentaren bzw. Anmerkungen genannt werden. So können die quantifizierten Bewertungen viel konkreter eingeordnet werden. Es hat sich gezeigt, dass ein Kriterium teilweise unterschiedlich aufgefasst und gewichtet wurde, dass die grundlegenden Interpretationen jedoch oftmals relativ ähnlich ausfielen.

Die Bewertung von Politikmaßnahmen durch die Wissenschaft bzw. nach wissenschaftlichen Kriterien hat grundlegende Vorteile. So gibt das hier gezeigte Verfahren relativ schnell einen ersten groben Überblick über Stärken und Schwächen von Handlungsoptionen. Es wird auch aufgezeigt, bezüglich welcher Wirkungen relative Einigkeit besteht und bezüglicher welcher Wirkungen noch breiter diskutiert, weiter erforscht oder besser kontextualisiert werden muss. Gleichzeitig lassen sich aus der qualitativen Bewertung erste Leitplanken für Aspekte, die bei der Umsetzung einer Handlungsoption besonders berücksichtig werden müssen, ableiten. Die abschließende Bewertung von Handlungsoptionen erfolgt schlussendlich auf politischer Ebene, kann dabei jedoch von den wissenschaftlichen Erkenntnissen profitieren.

6. Fazit und weiteres Vorgehen

Um das Strommarktdesign für die Zukunft, in der die Stromerzeugung zu großen Teilen auf Erneuerbaren Energien basiert, weiterzuentwickeln, müssen schon heute wichtige Weichenstellungen festgelegt werden. In dieser Analyse wurden fünf bedeutende Herausforderungen identifiziert, die durch das Strommarktdesign adressiert werden müssen: (1) Sicherstellung eines hohen Ausbautempos Erneuerbarer Energien, (2) Einstellen der fossilen Reststromerzeugung, (3) Sicherstellen der Versorgungssicherheit bei hohen Anteilen Erneuerbarer Energien, (4) effiziente örtliche Verteilung von Stromerzeugung und Stromverbrauch sowie (5) Minimierung sowie gerechte Verteilung der Transformationskosten. Basierend auf diesen fünf Herausforderungen wurde eine Liste mit 18 relevanten Handlungsoptionen erstellt und diese in Kurzsteckbriefen näher beschrieben.

Um eine Bewertung und somit auch eine Einordnung dieser Handlungsoptionen zu ermöglichen, wurde ein eigenes Kriterienset entwickelt. Das Set umfasst verschiedene Kriterien, die für die Bewertung von Politikmaßnahmen im Strommarkt relevant sind. Dieses Kriterienset wurde dann auf zwei ausgewählte Maßnahmen angewendet: die Absicherung von privaten Power Purchase Agreements (PPAs) und die Einführung dynamischer Stromtarife. Dabei hat sich gezeigt, dass die einzelnen Quantifizierungen der Bewertungskriterien (der Autorinnen und Autoren) zwar stellenweise durchaus voneinander abweichen, dass aber trotz unterschiedlicher Bewertungen hinsichtlich Einzelaspekten der Handlungsoption ein allgemeiner Konsens bezüglich der grundlegenden Sinnhaftigkeit der Handlungsoption zwischen den Autorinnen und Autoren besteht. Die beispielhafte Anwendung verdeutlicht, dass eine Kombination aus quantitativer und qualitativer Bewertung geeignet ist, um die fachlichen Einschätzungen der beteiligten Forschenden gut sichtbar zu machen.

Zukünftig wird insbesondere das Zusammenspiel von verschiedenen Maßnahmen und damit die Beschreibung sowie Bewertung von Maßnahmenbündeln eine entscheidende Rolle spielen. Der in diesem vorliegenden Kurzdossier entwickelte Ansatz mit einem Set an qualitativen und quantitativen Bewertungskriterien kann im weiteren Projektverlauf für eine Bewertung von Maßnahmenbündeln genutzt werden. Allerdings kann die Komplexität der Maßnahmenbündel sowie die vielfältigen Interdependenzen zwischen Maßnahmen eine besondere Herausforderung für die Bewertung darstellen. Insofern gilt es ebenfalls zu prüfen, inwiefern der Ansatz für andere Anwendungen weiterentwickelt werden sollte. Für den komplexeren Fall von Maßnahmenbündeln könnte ein einheitlicheres Verständnis der Vor- und Nachteile sowie der Größe der jeweiligen Effekte der Instrumente erforderlich sein. Dennoch kann auch die Bewertung von Einzelmaßnahmen einen wertvollen Debattenbeitrag liefern, da so aufgezeigt werden kann, wo Konsens besteht, wo Unterschiede auftreten und wo eventuelle Schwachpunkte bestimmter Politikmaßnahmen zukünftig liegen könnten. Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass die vorliegende Analyse sowohl mit der Maßnahmenübersicht als auch konzeptionell und methodisch mit dem Set an Bewertungskriterien einen Beitrag zur aktuellen Diskussion um das Strommarktdesign der Zukunft leistet.

Autorinnen & Autoren

Alexander Burkhardt

Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI

Dr. Anna Billerbeck

Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung

Dr. Diana Böttger

Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik

Heike Brand

Universität Stuttgart – Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung

Norman Gerhardt

Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik

Dr. Jonas Egerer

Technische Universität Nürnberg

Annika Gillich

Universität Stuttgart – Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung

Anne Held

Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung

Dr. Markus Kahles

Stiftung Umweltenergierecht

Johanna Kamm

Stiftung Umweltenergierecht

Felix Hoff

Stiftung Umweltenergierecht

Johannes Kochems

DLR – Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt

Kristina Nienhaus

DLR – Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt

Ulrike Pfefferer

Technische Universität Nürnberg

Silvian Radke

Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg

Dr. Wolf-Peter Schill

Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung

Dr. Michael Stecher

Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung

Clemens Stiewe

Hertie School

Erdal Tekin

Universität Stuttgart – Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER)

Silvana Tiedemann

Hertie School