Service-Navigation

Stichwort zur Energiewende: Kapazitätsmarkt

Aktuelles Stichwort

Was ist eigentlich ... ein Kapazitätsmarkt?

  • Schaltermodul zum Ein- und Ausschalten

Sonne und Wind statt Kernenergie und Kohle: Weil unsere gesamte Stromversorgung sich verändert, müssen wir auch den Energiemarkt, sprich die Vergütungsregeln, umgestalten. Eines der in den vergangenen Monaten als mögliche Alternative zum aktuellen Energy-only-Markt diskutierten Modelle heißt „Kapazitätsmarkt“.

An der EPEX, der europäischen Strombörse, wird Strom nach dem sogenannten Energy-only-Modell gehandelt. Dabei gilt: Nur tatsächlich gelieferte Energie wird bezahlt, die Preise orientieren sich an Angebot und Nachfrage, und das günstigste Angebot, das für die Deckung der Nachfrage erforderlich ist, erhält den Zuschlag. Zunächst kommen daher die Kraftwerke mit den niedrigsten variablen Produktionskosten zum Zug – Kern- und Braunkohlekraftwerke, dann werden Steinkohlekraftwerke dazu geschaltet, schließlich Gas-, Gasturbinen- und Ölkraftwerke. Diese Reihenfolge ergibt sich aus dem derzeitigen Brennstoffpreisniveau der einzelnen Energieträger sowie des derzeit sehr niedrigen CO2-Preises. Strom aus den „hinteren“ Kraftwerken wird also nur abgenommen, wenn die Nachfrage hoch ist und erneuerbare Energien wenig Strom produzieren. Weil die Einspeisung der Erneuerbaren  nur bedingt vorhersehbar ist (z. B. bei Windflauten), besteht die Gefahr, dass konventionelle Kraftwerke aus wirtschaftlichen Gründen, weil sie nur sehr selten gebraucht werden,  abgeschaltet werden und nicht mehr zur Verfügung stehen.

Auf einem Kapazitätsmarkt ist das anders: Dort lässt sich mit dem Vorhalten von Erzeugungskapazitäten Geld verdienen. Dann ist nicht nur die Produktion von Strom ein Erlösmodell, sondern auch die Vorhaltung von betriebsbereiten Kraftwerken. Diese können in Hochlastphasen Versorgungslücken füllen. Investitionen in moderne Technologien lassen sich durch diese Einnahmen besser finanzieren. Auch Stromspeicher und abschaltbare bzw. steuerbare Lasten können von einem Kapazitätsmarkt profitieren, auf dem nicht mehr nur tatsächliche Stromlieferungen, sondern auch verfügbare  Leistungen gehandelt werden. Der gewählte Marktmechanismus muss dabei Transparenz und Wettbewerb  sicherstellen. So können Kapazitäten ausgeschrieben werden und der Betreiber, der bestimmte Kriterien wie Preis oder auch Effizienz oder Klimafreundlichkeit am besten erfüllt, bekommt den Zuschlag.

Nachteile des Energy-only-Marktes

Grüner Strom hat Vorfahrt: Netzbetreiber müssen ihn jederzeit einspeisen, es sei denn, es liegt ein Netzengpass vor, der nicht anders behoben werden kann als durch die Abschaltung der EE-Anlagen. Auf dem Markt hat der Strom allerdings quasi automatisch Vorrang: Durch die sehr niedrigen variablen Produktionskosten ist Strom aus Wind und Sonne quasi konkurrenzlos günstig, da es an der Strombörse fast nur auf die variablen Produktionskosten ankommt. Weil der Anteil der Energie aus regenerativen Quellen in den vergangenen Jahren gestiegen ist, wird immer weniger konventioneller Strom benötigt. Das ist im Prinzip genau das Ziel der Energiewende – und der einzige Weg, unsere selbstgesetzten Klimaziele zu erreichen. Ganz ohne die konventionellen Kraftwerke kommen wir aber nicht aus. Wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint, müssen wir mittelfristig noch auf Gas- und Kohlestrom zurückzugreifen – der als schnelle Reserve aus modernen und effizienten konventionellen Kraftwerken kommen muss. Zukünftig werden diese Aufgaben tendenziell schnelle Gas- und Dampfturbinen leisten können.

Doch die haben es auf unserem heutigen Markt schwer: Aufgrund des niedrigen Braunkohlepreises und des niedrigen CO2-Preises produzieren schwerfällige Braunkohlekraftwerke Rekordmengen Strom. Effizientere und klimaschonendere Gas- und Dampf-Kraftwerke werden also von grünem Strom aus Erneuerbaren zuerst verdrängt.

Kapazitätsmechanismen könnten in unterschiedlichem Ausmaß in den Energiemarkt integriert werden – Experten sprechen etwa von umfassenden und fokussierten Kapazitätsmärkten, je nachdem, ob alle Kraftwerke in den Genuss von Kapazitätszahlungen kommen können oder ob vorgehaltene Kapazitäten bestimmten Kriterien genügen müssen. Alternativen sind der so genannte dezentrale Kapazitätsmarkt, bei dem die Vertriebe für ihre Kunden gesicherte Leistung einkaufen müssen oder die „Strategische Reserve“, ein zusätzliches Reservesegment.
Nachdem sich das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie nach einem breiten und transparenten Diskussionsprozess mit Fachleuten, Wirtschaft und Verbrauchern sowie unseren europäischen Nachbarn im Herbst 2015 für eine Weiterentwicklung des Energy-only-Marktes entschieden hat, werden die dargestellten Alternativen bis auf weiteres Theorie bleiben. Weitergehende Informationen zum zukünftigen Strommarkt finden Sie auf http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/strommarkt-2-0.html.

Weiterführende Links

Die Landesregierung hat im September 2014 eine Kurzstudie zur Kapazitätsentwicklung in Süddeutschland erstellen lassen.


Fußleiste