Philipp Hoicke

Energie – Wirtschaft – Politikberatung

Neues Strommarktdesign

Eine Übersicht zu den verschiedenen Modellen der Kapazitätsmärkte

Flickr: Wolfgang Staudt (CC BY-NC-ND 2.0)

Flickr: Wolfgang Staudt (CC BY-NC-ND 2.0)

Eine der wichtigsten energiepolitischen Debatten dreht sich aktuell um die Frage, ob und welches neue Strommarktdesign künftig in Deutschland eingeführt werden soll. Dabei muss es im Wesentlichen zwei Faktoren erfüllen: Zum einen muss durch das Modell zwingend eine Verbesserung der Versorgungssicherheit erfolgen. Zum anderen darf es nicht zu kompliziert sein und darf die Stromkunden nicht mit weiteren Kosten belasten.

Hintergrund der Debatte ist das anhaltende Problem, dass durch die Energiewende und den zunehmenden Anteil an Erneuerbaren Energien, fossile Kraftwerke zunehmend unrentabler werden und immer weniger Betriebsstunden haben. Viele Kraftwerke können daher nicht mehr wirtschaftlich Strom produzieren. Nun wollen ihre Besitzer viele der unrentablen Kraftwerke abschalten. Im Grunde ist das auch durch die Energiewende so gewollt. Die Erneuerbaren Energien sollen die älteren CO2-ausstoßenden Kraftwerke nach und nach ersetzen. Doch die derzeitige Geschwindigkeit, mit der dieser Prozess geschieht, ist teilweise zu schnell. Noch benötigt mach eine bestimmte Anzahl an Kraftwerken in ganz Deutschland verteilt, die immer dann Energie liefern, wenn kein Wind weht oder keine Sonne scheint. Ansonsten drohen regionale Stromausfälle.

Um dies zu verhindern, diskutieren Experten und die Politik verschiedene Modelle von Kapazitätsmechanismen, die diese Versorgungssicherheit gewährleisten und die verhindern sollen, dass zu viele der benötigten Kraftwerke abgeschaltet werden. Dabei dreht es sich im Wesentlichen um vier verschiedene Grundmodelle an Kapazitätsmechanismen:

 

Strategische Reserve

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) schlägt als Übergangslösung bis zur Schaffung eines komplett neuen Marktdesigns eine sogenannte strategische Reserve vor. Dabei führt der Regulator (bzw. Netzbetreiber) Ausschreibungen für die Bereitstellung von Reservekapazitäten durch. Diese werden dann von ihm unter Vertrag genommen. Die Kraftwerksbetreiber dieser Reserve dürfen dann nur in Notsituationen eingesetzt werden – stehen aber ansonsten dem Strommarkt nicht zur Verfügung.

Die strategische Reserve ist somit eine Versicherung, falls der Energy-only-Markt (EOM) nicht funktioniert und Versorgungsengpässe drohen. Das Ziel ist es also, mithilfe der Reserve die sporadisch auftretenden sehr hohen Strompreissignale aus dem EOM zu erhalten und so aus dem EOM heraus, ausreichende Investitionssignale für die Flexibilisierung der Nachfrage sowie den Bau von neuen Kraftwerken zu generieren.

Der BDEW sieht in diesem Modell den Vorteil, dass es nur einen minimalen Eingriff in den vorhandenen Markt darstellt, der den Energy-only-Markt nicht weiter verzerrt. Kritiker sehen jedoch die Gefahr, dass es am Markt stundenweise zu sehr hohen Preisen kommen kann, die von den Stromkunden bezahlt werden müssten. Zusätzlich würden für alle Kraftwerksbetreiber hohe Windfall Profits entstehen und es sei auch nicht gesichert, dass durch die Einführung einer strategischen Reserve genügend Anreize für den Bau von neuen Kraftwerken geschaffen werden.

 

Der umfassende Kapazitätsmarkt

Das Modell des umfassenden Kapazitätsmarkts, das in ähnlicher Form an der Ostküste der USA praktiziert wird, schafft neben dem Energy-only-Markt einen zweiten Markt für Versorgungssicherheit. In einer zentralen Auktion sollen demnach alle Kraftwerksbetreiber für sogenannte Versorgungssicherheitsverträge mitbieten. Die Betreiber, die dann den Zuschlag bekommen, müssen im angebotenen Zeitraum die gesicherte Leistung ihres Kraftwerks auch tatsächlich am Strommarkt zur Verfügung stellen. Um zu verhindern, dass es aufgrund der Marktmacht einiger Anbieter zu stark erhöhten Preisen an der Strombörse kommt, soll ein Ausübungspreis festgesetzt werden (z.B. in Höhe von 300 EUR/MWh). Steigt der Börsenpreis über den festgesetzten Ausübungspreis, müssen die Kraftwerksbetreiber die Differenz zwischen Strombörsenpreis und Ausübungspreis ihren Kunden (das heißt in der Regel den Stromlieferanten) erstatten.

Beim umfassenden Kapazitätsmarkt erhalten die Anbieter demnach Geld für den Verkauf des produzierten Stroms. Des Weiteren erhalten sie für die Vorhaltung ihrer Kapazität eine Zahlung durch die in der Auktion ersteigerten Versorgungssicherheitsverträge. Eine weitere Besonderheit des umfassenden Kapazitätsmarkt ist es, dass auch große Stromnachfrager in der Auktion mitbieten und dann negative Kapazität zur Verfügung stellen können. Das bedeutet, dass diese Unternehmen technisch und wirtschaftlich in der Lage sind, in Stromengpasszeiten ihre Nachfrage zu drosseln beziehungsweise zeitlich zu verschieben.

Befürworter dieses Modells heben hervor, dass das Modell die effizienteste Bereitstellung des öffentlichen Gutes an Versorgungssicherheit herbeiführen würde.

Dem gegenüber steht die Kritik, dass dieses Modell einen starken Eingriff in den bestehenden deutschen Strommarkt darstelle, der regulatorisch extrem schwierig aufzusetzen sei und in der politischen Ausgestaltung ein hohes Maß an Missbrauchspotential biete. Außerdem beschert dieses Modell den Betreibern von profitablen Atom- und Braunkohlekraftwerken wiederum hohe Windfall Profits.

 

Der fokussierte Kapazitätsmarkt

Hinter dem Vorschlag eines fokussierten Kapazitätsmarkts verbirgt sich ein ähnliches Modell wie beim umfassenden Kapazitätsmarkt. Das vom Ökoinstitut erarbeitete Modell hat jedoch den Unterschied, dass es sich dabei auf einzelne Kraftwerkstypen beschränkt. Dabei soll es ebenso eine Auktion von Versorgungssicherheitsverträgen geben. Diese fokussieren sich allerdings auf zwei Marktsegmente.

Bei dem einen Marktsegment sollen bei Auktionen für kurzfristige Versorgungssicherheitsprodukte in einem Zeitraum bis maximal vier Jahre nur stilllegungsbedrohte Kraftwerke und große Nachfrager mitbieten können. Als Stilllegungsbedroht gelten dabei Kraftwerke, die in den vergangenen Jahren eine Auslastung von maximal 2.000 Stunden pro Jahr hatten.

Im zweiten Marktsegment finden dann Ausschreibungen mit längerfristigen Produkten (z.B. bis zu 15 Jahre) statt.

Im Unterschied zum umfassenden oder vollständigen Kapazitätsmarkt gibt es in diesem Modell ein Bereich von nicht stilllegungsbedrohten Bestandskraftwerken, die keinerlei Kapazitätszahlungen erhalten. Dies wären vor allem Atomkraftwerke während ihrer noch zulässigen Restlaufzeit sowie Braunkohlekraftwerke. Die weiteren Regularien für die vom fokussierten Kapazitätsmarkt erfassten Kraftwerke und Stromnachfrage entsprechen im Wesentlichen dem Modell des umfassenden Kapazitätsmarkts. Dies betrifft vor allem die Teilnahme am Strommarkt und die Etablierung eines Ausübungspreises.

Das Ökoinstitut stellt bei diesem Modell positiv voran, dass es zum einen die Versorgungssicherheit garantiere und zum anderen die Kosten für die Stromkunden minimiere, da Zahlungen an nicht von einer Stilllegung bedrohten Kraftwerke vermieden werden. Des Weiteren fördere das Modell den Neubau von flexiblen Kraftwerken, die als Ausgleich zu den Erneuerbaren Energien benötigt werden.

Als Knackpunkt dieses Systems wird vor allem angesehen, dass es mitunter schwierig sein dürfte zu bestimmen, welches Kraftwerk nun stilllegungsbedroht sei und welches nicht. Zudem gelten die gleichen Bedenken wie beim umfassenden Kapazitätsmarkt, dass es ein zu großer Eingriff in den Strommarkt darstelle, der sich später kaum revidieren ließe.

 

Kapazitätssicherung durch Privatisierung der Versorgungssicherheit

Das letzte Modell, das sich aktuell in der Diskussion befindet, wurde im Auftrag des Verbands kommunaler Unternehmen (VkU) erstellt und wird in ähnlicher Weise in Frankreich angewendet. Diese Variante verlagert die Perspektive der Kapazitätssicherung auf die Ebene der Stromverbraucher. Es privatisiert die in den anderen Modellen als öffentliches Gut angesehene Leistungssicherung.

Dazu wird ein Leistungszertifikatmarkt etabliert und den Stromlieferanten die Verpflichtung auferlegt, neben dem Kauf non Strom durch den Einkauf von Leistungszertifikaten jederzeit ausreichend Leistung zur Deckung der Stromnachfrage der Kunden zu beschaffen. Kunden, die dagegen in der Lage sind, in Engpässen ihren Strombedarf zu reduzieren, können freiwillig auf diese Art der Absicherung verzichten. Somit erhält die Flexibilisierung der Nachfrage einen Wert in Form von vermiedenem Einkauf von Leistungszertifikaten. Für Private Haushalte, die ihre Nachfrage nicht flexibilisieren können, muss der Lieferant eine entsprechende Anzahl an Leistungszertifikaten einkaufen.

Diese Zertifikate werden dann von Kraftwerken mit gesicherter Leistung angeboten werden. Eine Behörde (z.B. die Bundesnetzagentur) würde dann diesen Kraftwerken nach einem Zertifizierungsverfahren die entsprechenden Zertifikate kostenlos zur Verfügung stellen. Diese könnten dann auch für einige Jahre im Voraus zertifiziert werden, um parallel zum Energy-only-Markt einen Terminmarkt einzurichten. Dies hätte zur Folge, dass neben der aktuellen Strombörse eine zweite Börse entsteht, an der Leistungszertifikate gehandelt würden.

Zudem müssten die Übertragungsnetzbetreiber bei drohender Versorgungslage ein Signal etablieren, bei dem alle Stromabnehmer ohne Leistungszertifikate ihre Nachfrage drosseln und alle Kraftwerke mit Leistungszertifikaten Strom produzieren. Für den Fall der Fälle, dass trotz dieser Mechanismen es zu einem Engpass kommt müssen weitere Sicherungselemente eingeführt werden. Dies wäre zum Beispiel der Fall, wenn trotz des Signals der Netzbetreiber für einen drohenden Engpass nicht genügend Strom produziert werden kann und die Abnehmer ohne Leistungszertifikate ihre Nachfrage nicht drosseln. Dann wird vorgeschlagen, das eine zentrale Reserve einspringen soll, welche den nachgefragten Energiebedarf decken soll. Dies geschieht analog zur strategischen Reserve und steht außerhalb von Notsituationen dem Markt nicht zur Verfügung.

Dass bei diesem Modell die Nachfrage nach gesicherter Leistung aus dem Markt selber heraus entsteht und nicht wie bei den anderen Modellen durch die öffentliche Hand, wird seitens des Ökoinstituts als positiv bewertet. Jedoch kommt es zu einem hohen Kontrollaufwand seitens der Netzbetreiber. Zudem wird angemerkt, dass es unklar sei, ob die an der Börse gehandelten Zertifikate tatsächlich eine ausreichende Refinanzierung für den bis 2022 im Zuge der Energiewende notwendigen Neubau von flexiblen Kraftwerken gewährleisten können. Weiterer negativer Punkt ist, dass auch hier erhebliche Windfall Profits für Braunkohle- und Atomkraftwerke entstünden, da die Betreiber dieser Kraftwerke über den Leistungszertifikatmarkt zusätzliche Einnahmen erhielten, ohne dass sie diese für ihren eigentlichen Betrieb benötigten.

 

Foto: Flickr, Wolfgang Stauft (Lizenz: CC BY-NC-ND 2.0)

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Dieser Eintrag wurde veröffentlicht am 26. August 2014 von in Energiepolitk, Politik, Wirtschaft und getaggt mit , , , .

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