Die Kontroverse um Kapazitätsmechanismen für den deutschen Strommarkt

21.1.2014, Wolf-Peter Schill, Jochen Diekmann, wschill@diw.de, jdiekmann

Die Frage der Versorgungssicherheit in liberalisierten Strommärkten wird bereits seit vielen Jahren diskutiert. In Deutschland gibt es - abgesehen von netzbedingten Knappheiten in Süddeutschland - derzeit ausreichende Erzeugungskapazitäten; die mittelfristige Entwicklung des Kraftwerksparks im Kontext der Energiewende ist jedoch unsicher. Vor diesem Hintergrund hat sich eine kontroverse Debatte über die Notwendigkeit und die Ausgestaltung von Mechanismen zur Sicherstellung eines adäquaten Kapazitätsniveaus entwickelt. Diskutiert werden umfassende sowie selektive zentrale Kapazitätsmärkte, dezentrale Leistungsmärkte und eine Strategische Reserve. Diese Vorschläge werden kurz vorgestellt und anhand wichtiger Unterscheidungskriterien voneinander abgegrenzt. Eine Bewertung der vorliegenden Konzepte hängt von vielfältigen Kriterien und den zugrunde liegenden Prämissen ab.

Grundsätzliche Argumente und Kontext der Energiewende

Die Frage, ob liberalisierte Strommärkte in ausreichendem Maße eine sichere Versorgung gewährleisten können, wird seit vielen Jahren diskutiert. Auf Großhandelsmärkten für Strom werden im Wesentlichen nur Energiemengen gehandelt (Energy-Only). Ob zu jeder Zeit die gesamte Nachfrage gedeckt werden kann, hängt allerdings wesentlich von den vorhandenen Kraftwerkskapazitäten ab. In der Theorie stellen sich unter idealisierten Annahmen zeitweise hohe Knappheitspreise ein, durch die auch selten benötigte Kapazitäten (Spitzenlastkraftwerke) ausreichende Erlöse zur Deckung ihrer Vollkosten erwirtschaften können. Es ist jedoch umstritten, ob solche Investitionssignale in der Praxis ausreichen um ein adäquates Kapazitätsniveau zu gewährleisten.

Bereits die Erwartung von Preisobergrenzen oder anderen regulatorischen Eingriffen kann - gemeinsam mit einer nicht hinreichend preiselastischen Nachfrage - dazu führen, dass Marktakteure keine ausreichenden Anreize für Investitionen in Spitzenlastkraftwerke haben. In der akademischen Literatur wird diese Thematik als revenue adequacy problem oder missing money problem bezeichnet (vgl. Hogan, Joskow).

Diese grundsätzlichen Erwägungen haben in einer Reihe von Ländern zur Einführung verschiedener Mechanismen zur Bereitstellung und Vergütung von gesicherter Erzeugungsleistung geführt, wobei einer Studie der TU Berlin zufolge unterschiedliche Erfahrungen gemacht wurden. In Deutschland gibt es abgesehen von einer Netzreserve für den süddeutschen Raum bisher keinen Kapazitätsmechanismus. Dies liegt auch daran, dass vor der 1998 erfolgten Liberalisierung des deutschen Strommarkts erhebliche Überkapazitäten vorhanden waren, die zum großen Teil auch derzeit noch bestehen.

Im Kontext der Energiewende, die einen vollständigen Ausstieg aus der Atomkraft bis zum Jahr 2022 und eine stark zunehmende Nutzung fluktuierender erneuerbarer Energien vorsieht, hat die Frage der Einführung von Kapazitätsmechanismen in der politischen Debatte stark an Bedeutung gewonnen. Die durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geförderte Stromeinspeisung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen, die sehr geringe variable Kosten aufweisen, senkt in vielen Stunden des Jahres die von den übrigen Stromerzeugern zu deckende verbleibende Nachfrage (Residuallast). Dadurch sind in den letzten Jahren die Auslastungen (Volllaststunden) konventioneller Kraftwerke und die durchschnittlichen Strompreise deutlich gesunken. Gleichzeitig wird weiterhin eine hohe gesicherte Erzeugungsleistung benötigt, da die Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik in den Zeiten der höchsten Stromnachfrage sehr gering ausfallen kann.

Eine Simulation von Schill macht deutlich, dass die Residuallast bis zum Jahr 2032 insgesamt deutlich sinkt, so dass in einigen Stunden Überschüsse entstehen. Die Lastspitze bleibt dabei jedoch weitgehend unverändert (Abbildung). Es wird also weiterhin eine hohe gesicherte Stromerzeugungsleistung benötigt, die aber immer weniger zum Einsatz kommt und somit tendenziell stärker auf Knappheitspreise zur Deckung ihrer Vollkosten angewiesen ist.

Die Abbildung zeigt die Verteilung der historischen Residuallast in Deutschland für das Jahr 2010 sowie Simulationsergebnisse für die Jahre 2022 und 2032 bei Verwendung historischer Verfügbarkeiten von Windkraft und Photovoltaik und unter der Annahme eines flexiblen Kraftwerksparks. Im Jahr 2032 liegt die zu deckende Residuallastspitze bei 79 GW. In ungefähr 300 Stunden ist die Residuallast größer als 60 GW, in 2800 Stunden größer als 40 GW, in 6500 Stunden größer als 20 GW, und in 500 Stunden kommt es zu Überschüssen.


Kurzfristig besteht in Deutschland noch kein Mangel an gesicherter Stromerzeugungskapazität. Laut Bundesnetzagentur ist bis 2018 mit einem Zubau von Kraftwerkskapazitäten von 10,9 GW und einem Rückbau von 9,9 GW zu rechnen, so dass sich im Saldo ein Zubau von knapp einem GW ergibt. Die Übertragungsnetzbetreiber errechnen in ihrer aktuellen Leistungsbilanz, dass alleine schon die gesicherte inländische Erzeugungsleistung die angenommene Höchstlast im Jahr 2013 um 5,5 GW übersteigt. Bis 2016 steigt dieser Wert auf 11,7 GW. Unter Berücksichtigung gesicherter Leistung im Ausland liegen die Werte noch einmal um knapp zwei GW höher.

Weitergehende Prognosen sind mit zunehmenden Unsicherheiten behaftet, sowohl was die Realisierung neuer als auch den Weiterbetrieb bestehender Kraftwerke betrifft. Nach der aktuellen Kraftwerksliste des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) ergibt sich im Jahr 2023, in dem alle Atomkraftwerke vom Netz gegangen sein werden, eine erhebliche Spannbreite der Gesamtleistung konventioneller Kraftwerke von 73,6 bis 97,9 GW, verglichen mit einem Wert von ungefähr 91 GW im Jahr 2012. Eine Studie von Kunz u.a. geht von einem Kapazitätsüberschuss von knapp 8 GW im Jahr 2020 und einer nahezu ausgeglichenen Leistungsbilanz im Jahr 2023 aus.

Unterschiedliche Kapazitätsmechanismen werden in Deutschland diskutiert

In Deutschland werden seit einigen Jahren verschiedene Kapazitätsmechanismen diskutiert. Dazu gehören zum einen umfassende oder selektive zentrale Kapazitätsmärkte, die mit Call-Optionen kombiniert werden können, sowie dezentrale Leistungsmärkte. Zum anderen wird eine sogenannte Strategische Reserve diskutiert, die nur in extremen Knappheitssituationen zum Einsatz kommt und den Spotmarkt weitgehend unberührt lassen soll.

Die unterschiedlichen Konzepte lassen sich anhand verschiedener Kriterien unterscheiden:

• Planung und Beschaffung gesicherter Kapazitäten: Diese können jeweils zentral erfolgen, beispielsweise durch die zuständige Regulierungsbehörde, oder dezentral durch die Marktakteure.
• Selektion der Anlagen, die vom Kapazitätsmechanismus erfasst werden: Beispielsweise können - über eine grundsätzliche technische Präqualifikation hinaus - Unterscheidungen zwischen Alt- und Neuanlagen getroffen oder umwelt- oder regionalspezifische Kriterien berücksichtig werden.
• Einsatz der Anlagen im Spotmarkt: Nicht in allen diskutierten Konzepten dürfen die vom Kapazitätsmechanismus erfassten Anlagen am Spotmarkt teilnehmen.
• Steuerungsgrößen für den Regulierer: Dazu gehören beispielsweise die Höhe der vorgehaltenen Kapazität, das Setzen von Auslösungs- oder Ausübungspreisen, die Festlegung von Sicherheitsmargen oder Pönalen sowie technische oder regionale Präqualifikationsbedingungen.
• Finanzierung des Kapazitätsmechanismus: Diese kann beispielsweise durch verschiedene Formen von Umlagen oder durch Marktpreise erfolgen.

Die folgende Tabelle gibt eine Übersicht in Anlehnung an eine aktuelle Studie von Neuhoff u.a.

Umfassender KapazitätsmarktSelektiver KapazitätsmarktDezentraler LeistungsmarktStrategische Reserve

Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) hat im Jahr 2012 basierend auf Vorarbeiten von Cramton und Ockenfels ein Konzept für einen umfassenden Kapazitätsmarkt vorgelegt, das auf Versorgungssicherheitsverträgen beruht. Dabei definiert der Regulierer einen Gesamtbedarf an gesicherter Leistung. Dieser wird in einer zentralen Auktion mit hinreichend langen Vorlauffristen beschafft, bei der grundsätzlich alle erzeugungs- und nachfrageseitigen Anlagen teilnehmen können. Alle erfolgreichen Anbieter von gesicherter Leistung ergänzen ihre Erlöse im Spotmarkt durch eine jährliche Kapazitätszahlung (Neuanlagen für 15 Jahre), die durch eine Umlage von den Stromverbrauchern finanziert wird. Im Gegenzug geben die Leistungsanbieter eine Call-Option aus, die den Stromnachfragern im Fall von hohen Spotmarktpreisen eine Zahlung zusichert, die der Differenz zwischen dem Spotmarktpreis und einem vorgegebenen Ausübungspreis entspricht. Dadurch soll die Marktmachtausübung von Stromerzeugern in Knappheitsphasen begrenzt werden, während die Stromnachfrager gleichzeitig gegen hohe Preisspitzen abgesichert werden.

Alternativ zu einem umfassenden Kapazitätsmechanismus haben Öko-Institut, LBD und Raue LLP im Jahr 2012 einen Fokussierten Kapazitätsmarkt vorgeschlagen, der dem EWI-Modell zum Teil ähnelt. Bestandskraftwerke und steuerbare Lasten konkurrieren um ein- bis vierjährige Kapazitätszahlungen, während in einem zweiten Marktsegment Neubaukraftwerke und Speicher im Wettbewerb um 15-jährige Zahlungen stehen. Dabei werden an die Neubaukraftwerke hohe Flexibilitäts- und Umweltanforderungen gestellt. Zudem sollen Mitnahmeeffekte für fossile Bestandskraftwerke minimiert werden.

Während bei umfassenden und fokussierten Kapazitätsmärkten die Planung und Beschaffung gesicherter Kapazitäten zentral erfolgen, haben der Verband Kommunaler Unternehmen (VKU) und darauf aufbauend der BDEW einen dezentralen Leistungsmarkt vorgeschlagen. Auf eine staatliche Mengenplanung soll damit vollständig verzichtet werden. Die Versorger werden verpflichtet, im Knappheitsfall eine von ihnen bestimmte Leistung gesichert zur Verfügung zu stellen. Hierzu wird ein verbindliches System von Versorgungssicherheitsnachweisen (VSN) eingeführt. Die Versorger entscheiden unter Berücksichtigung nachfrageseitiger Maßnahmen selbst über den Bedarf an gesicherter Leistung und fragen entsprechend viele VSN am Markt nach. Kraftwerksbetreiber können VSN anbieten und verpflichten sich damit, vertraglich sichere Leistung in Knappheitssituationen bereitzustellen. Der staatliche Regelungsbedarf umfasst in diesem System insbesondere die Festlegung von Strafen für Versorger und Erzeuger sowie die Definition eines Marktpreises, der die Nachweispflicht auslöst.

Einen grundlegend anderen Kapazitätsmechanismus stellt eine Strategische Reserve dar. Möglichkeiten ihrer Umsetzung in Deutschland wurden im Rahmen eines vom Bundesumweltministerium initiierten Fachdialogs konkretisiert, an dem sich verschiedene Verbände sowie Forschungs- und Beratungsinstitute beteiligt haben. Bei diesem Konzept wird grundsätzlich davon ausgegangen, dass Spotmarktpreise ausreichende Investitionsanreize geben können. Lediglich für seltene Knappheitsphasen wird eine Kraftwerksreserve vorgehalten. Deren Beschaffung erfolgt zentral in einer Auktion, wobei eine Selektion hinsichtlich Bestands- und Neuanlagen oder in Bezug auf regionale oder technische Kriterien vorgenommen werden kann. Reservekraftwerke dürfen nicht im Strommarkt eingesetzt werden, sondern kommen nur bei Überschreitung eines definierten, sehr hohen Auslösungspreises zum Einsatz. Die Kosten der Reserve werden auf die Stromverbraucher umgelegt. In einer für das Umweltbundesamt erstellten Studie argumentiert Nicolosi, dass eine Strategische Reserve im Vergleich zu den Alternativen am kompatibelsten mit dem Ausbau erneuerbarer Energien ist, da sie Preisspitzen im Spotmarkt bewahrt. Diese können zusätzliche Anreize für künftig verstärkt erforderliche Investitionen in Speicher, Lastmanagement und andere Arten der Systemflexibilisierung geben.

Bewertung der unterschiedlichen Kapazitätsmechanismen abhängig von Kriterien und Prämissen

Hauptkriterien zur Bewertung von Kapazitätsmechanismen sind ihre Effektivität im Hinblick auf Versorgungssicherheit und ihre ökonomische Effizienz unter Berücksichtigung von Regulierungsaufwand und Transaktionskosten. Darüber hinaus sind Verteilungseffekte und die Vermeidung des Missbrauchs von Marktmacht zu beachten. Im Kontext der langfristig angelegten Energiewende können auch die spätere Modifizierbarkeit beziehungsweise Reversibilität eines Mechanismus eine entscheidende Rolle spielen. Wichtig sind auch die Wirkungen auf den Kraftwerksmix und auf Investitionen in verschiedene Optionen zur Steigerung der Systemflexibilität. Nicht zuletzt sollte der Mechanismus möglichst gut mit den Regeln für den europäischen Binnenmarkt kompatibel sein. Die Strategische Reserve bringt im Vergleich zu den komplexeren Kapazitätsmärkten die geringsten Markteingriffe und den geringsten Regulierungsbedarf mit sich. Allerdings ist umstritten, ob sie eine langfristig tragfähige Lösung darstellt.

Im aktuellen Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD findet sich noch keine konkrete Festlegung auf eines der oben skizzierten Modelle. Dem Koalitionsvertrag zu Folge soll die Bundesnetzagentur kurzfristig prüfen, ob auf Grundlage der bestehenden Reservekraftwerksverordnung regional neue Kraftwerkskapazitäten erforderlich sind. Mittelfristig sei „ein Kapazitätsmechanismus zu entwickeln, unter dem Gesichtspunkt der Kosteneffizienz im Einklang mit europäischen Regelungen und unter Gewährleistung wettbewerblicher und technologieoffener Lösung" (S. 57).

Die Gutachten wirtschaftswissenschaftlicher Beratungsgremien enthalten unterschiedliche Bewertungen von Kapazitätsmechanismen. Während sich der Wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie - abgesehen von einem Minderheitenvotum - für die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmarkts in Deutschland ausspricht, da ein Marktversagen vorläge, sieht der Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung „bislang keine ausreichenden Anzeichen dafür, dass diese Form des Marktversagens auf dem deutschen Strommarkt vorliegt" (S.462). Auch die Monopolkommission sieht derzeit keine Notwendigkeit zur Einführung eines Kapazitätsmarktes. Nach ihrer Ansicht sollte man das „Vertrauen in den Energy-only-Markt nicht vorschnell aufgeben" (S. 202).

Quellen

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