Warum das Grenzkostenprinzip auf den EU-Strommärkten weiterhin trägt

Der Hauptgrund, warum die Grenzkostenpreisbildung voraussichtlich ein zentraler Bestandteil des Strommarktdesigns der EU bleibt, ist einfach:

Es gibt keine glaubwürdige Alternative, die einen effizienten Einsatz, gute Preissignale und diszipliniertes Bietverhalten gewährleistet, ohne an anderer Stelle größere Probleme zu schaffen.

Ein funktionierendes Strommarktdesign braucht:

• Preise, die Knappheit widerspiegeln: Wenn Strom knapp ist, sollten die Preise steigen. Bei reichlichem Angebot sollten sie fallen. Dazu gehören auch negative Preise, wenn das System mehr Erzeugung hat, als es aufnehmen kann.
• Gebote, die reale Kosten widerspiegeln: Der Markt sollte die Teilnehmer dazu anhalten, auf Grundlage ihrer tatsächlichen Grenzkosten zu bieten, ohne darüber zu spekulieren, wie sich die Preisregel ausnutzen lässt.
• Ein einheitlicher Preisbildungsprozess für das gesamte System: Der Preis sollte sich aus dem Gesamtgleichgewicht von Angebot und Nachfrage ergeben. Weder ein begrenzter Teil des Marktes noch eine administrative Regel sollte ihn bestimmen.

Die meisten vorgeschlagenen Alternativen scheitern an einem oder mehreren dieser Punkte:

• Festpreise: Festpreise nehmen dem Markt die Aufgabe, zu entscheiden, welche Kraftwerke laufen und welche nicht. Sobald der Preis den Markt nicht mehr räumt, muss jemand anderes diese Aufgabe übernehmen. In der Praxis bedeutet das deutlich mehr direkte Eingriffe durch den Übertragungsnetzbetreiber oder die Regulierungsbehörden.
• Gebotspreisverfahren (Pay as bid): Im Gebotspreisverfahren werden die Teilnehmer dazu verleitet, das zu bieten, was der Markt ihrer Einschätzung nach akzeptiert. Ihre tatsächlichen Erzeugungskosten treten dabei in den Hintergrund. Ein Erzeuger mit Kosten von 15 €/MWh wird nicht von sich aus 15 €/MWh bieten, wenn er erwartet, dass der Markt 60 €/MWh akzeptiert. Die Folge sind mehr strategische Gebote und weniger Kostentransparenz.
• Durchschnittspreise oder volumengewichtete Preise: Diese Ansätze lösen das Problem ebenso wenig. Wenn der Endpreis von den eingereichten Geboten abhängt, haben die Teilnehmer weiterhin einen Anreiz, höher zu bieten, um diesen Endpreis anzuheben. Der Mechanismus schwächt also weiterhin ehrliches Bietverhalten.
• Getrennte Märkte nach Technologie: Ein Markt für erneuerbare Energien und ein anderer für thermische Kraftwerke mag politisch attraktiv erscheinen, schwächt aber die Preisbildung. Strompreise sollten das Gleichgewicht des gesamten Systems zu einem bestimmten Zeitpunkt widerspiegeln. Wird der Markt in getrennte Segmente aufgeteilt, spiegeln die resultierenden Preise nicht mehr das tatsächliche Zusammenspiel von gesamtem Angebot und gesamter Nachfrage wider.
• Preisobergrenzen für Strom: Eine Preisobergrenze verhindert, dass der Preis über ein bestimmtes Niveau steigt, auch wenn die Knappheit weiter zunimmt. Der Markt kann dann nicht mehr vollständig abbilden, wie angespannt das System tatsächlich ist. Wenn Angebot und Nachfrage an der Obergrenze weiterhin nicht übereinstimmen, muss das verbleibende Problem außerhalb des Marktes gelöst werden.
• Preisobergrenzen für Brennstoffe: Maßnahmen wie der iberische Mechanismus senken die Brennstoffkosten, die bestimmte Erzeuger zugrunde legen. Das kann die Strompreise kurzfristig begrenzen, verändert aber auch das ökonomische Signal des Brennstoffmarkts selbst. Als dauerhaftes Marktdesign ist das ohne Ausgleichszahlungen kaum durchzuhalten, und es verzerrt die Anreize, die zur Rationierung knapper Brennstoffe beitragen.

Der Kern des Problems ist einfach.

Ein guter Strommarkt muss drei Dinge gleichzeitig leisten: Knappheitssignale senden, den Einsatz der Anlagen effizient steuern und den Teilnehmern einen Grund geben, entsprechend ihren tatsächlichen Kosten zu bieten.

Die Grenzkostenpreisbildung leistet das nach wie vor besser als die Alternativen, die üblicherweise gegen sie vorgebracht werden.

Deshalb behauptet sie sich in den Debatten über das Strommarktdesign der EU so beständig.

Julio Quintela Casal