Kapazitätsmärkte im Strommarkt

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1 Freie wissenschaftliche Arbeit zur Erlangung des Grades Master of Science in Economics mit dem Thema Kapazitätsmärkte im Strommarkt eingereicht bei: Prof. Dr. Peter Bofinger Lehrstuhl für Volkswirtschaftslehre, Geld und internationale Wirtschaftsbeziehungen Julius-Maximilians-Universität Würzburg Name: Hirschvogel Vorname: Markus Studienfach: Economics Fachsemester: 5 Semesteranschrift: Valentin-Becker-Straße 10a Würzburg Abgabetermin:

2 Inhaltsverzeichnis II Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis... II Abbildungsverzeichnis... IV Tabellenverzeichnis... V Symbolverzeichnis... VI Abkürzungsverzeichnis... VII Anhangsverzeichnis... IX 1 Einleitung Technische Eigenschaften der Elektrizitätswirtschaft Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik Das Konzept Energy-Only-Markt Eigenschaften der Nachfrage nach Elektrizität Eigenschaften des Angebots an Elektrizität Investitionen in Stromerzeugungskapazität Marktversagen auf Energy-Only-Märkten Geringe Preiselastizität der Nachfrage Versorgungssicherheit als öffentliches Gut Regulierungsversagen und Missing-Money Weitere Gründe für Unterinvestitionen im Energy-Only-Markt Exkurs: Die optimale Versorgungssicherheit Überprüfung der Gründe am Beispiel Deutschland Bewertung des Energy-Only-Marktes Ausgestaltung von Kapazitätsmärkten Begrifflichkeiten, Abgrenzung und Typologie Kapazitätsoptionen Funktionsweise des Instruments ISO New England Forward Capacity Market... 25

3 Inhaltsverzeichnis III Zentraler umfassender Kapazitätsmarkt Zentraler fokussierter Kapazitätsmarkt Vergleich der beiden Kapazitätsmarktmodelle Kapazitätsbörse Funktionsweise des Instruments Pennsylvania-Jersey-Maryland-Pool (PJM): Das RPM-Modell Vergleich mit dem Instrument der Kapazitätsoptionen Dezentrale Ansätze Dezentrale Leistungsverpflichtungen Pennsylvania-Jersey-Maryland-Pool (PJM): Das FRR-Modell Dezentraler umfassender Kapazitätsmarkt Vergleich der beiden dezentralen Ansätze Zusammenfassende Bewertung der Modelle Alternative Instrumente Preisbasierte Kapazitätsmechanismen Administrative Kapazitätszahlungen Operative Reserve Strategische Reserve Bewertung der preisbasierten Mechanismen Alternative: Flexibilisierung der Nachfrage Überblick und Vergleich der Ergebnisse Kapazitätsmärkte versus preisbasierte Kapazitätsinstrumente Kapazitätsmechanismen in einer offenen Volkswirtschaft Fazit Anhang Literaturverzeichnis Eidesstattliche Erklärung... 95

4 Abbildungsverzeichnis IV Abbildungsverzeichnis Abb. 1: Zwei Gleichgewichtssituationen im Strommarkt... 4 Abb. 2: Vereinfachte Darstellung der deutschen Merit Order... 6 Abb. 3: Situation ohne Markträumung im Großhandel... 8 Abb. 4: Darstellung des optimalen Niveaus an Versorgungssicherheit Abb. 5: Kapazitätsmechanismen in Europa Abb. 6: : Beispielhafte Darstellung einer DCA in sechs Runden Abb. 7: Darstellung der künstlichen Nachfragekurve im RPM des PJM Abb. 8: Dezentrale Leistungsverpflichtungen mit Versorgerverpflichtung Abb. 9: Das Konzept des spanischen Reserveindex Abb. 10: Wirkung der operativen Reserve im EOM Abb. 11: Wirkung der strategischen Reserve im EOM... 66

5 Tabellenverzeichnis V Tabellenverzeichnis Tab. 1: Vergleich der beiden auf Kapazitätsoptionen basierenden Kapazitätsmärkte Tab. 2: Vergleich von Kapazitätsoptionen und Kapazitätsbörse Tab. 3: Vergleich der beiden dezentralen Kapazitätsmarktmodelle Tab. 4: Vergleich der drei preisbasierten Kapazitätsmechanismen... 72

6 Symbolverzeichnis VI Symbolverzeichnis αα AAAA SSSS CCCC AA DD HH DD LL DD OO FF CCCC MMMM GGGGGG PP AA PP EEEEEE Strafmultiplikator des VSN-Preises Shortage Event Availability Score individuell erhaltene Kapazitätszahlungen eines Jahres Stromnachfrage bei Hochlast Stromnachfrage bei Niedriglast Das Elektrizitätsangebot übersteigende Stromnachfrage Strafzahlung bei Nichtverfügbarkeit der Kapazität Grenzkosten eines Gasturbinengrenzkraftwerks Ausübungspreis einer Kapazitätsoption Stromgroßhandelspreis im EOM HH PP EEEEEE Gleichgewichtspreis bei Hochlast im EOM LL PP EEEEEE Gleichgewichtsreis bei Niedriglast im EOM PP ii PP OOOO PP SSSS PP VVVVVV PPPP SS WW(FF CCCC ) XX EEEEEE Administrative Preisvorgabe in der DCA mit i = 0,,6 maximale Zahlungsbereitschaft für operative Reservekapazität Auslösungspreis der strategischen Reserve Preis des Kapazitätsprodukts VSN Straffaktor Angebot an Elektrizität im EOM Wahrscheinlichkeit für eine Strafzahlung Nachgefragte Strommenge im EOM-Marktgleichgewicht HH XX EEEEEE Gleichgewichtsmenge bei Hochlast im EOM LL XX EEEEEE Gleichgewichtsmenge bei Niedriglast im EOM XX OOOO Zielmenge an operativer Reservekapazität XX OOOO Tatsächlich akquirierte Menge an operativer Reservekapazität XX SSSS Größe der strategischen Reservekapazität

7 Abkürzungsverzeichnis VII Abkürzungsverzeichnis Abb. Abbildung Art. Artikel Aufl. Auflage BDEW Bund der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. BKV Bilanzkreisverantwortlicher BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Seit 12/2013: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie bne Bundesverband Neue Energiewirtschaft bspw. beispielsweise bzw. beziehungsweise ca. circa CDU Christlich Demokratische Union Deutschlands CEEPR Center for Energy and Environmental Policy Research CONE Cost of New Entry CSU Christlich-Soziale Union in Bayern e.v. d.h. das heißt DCA Descending Clock Auction dena Deutsche Energie-Agentur GmbH DICE Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie DSM Demand Side Management EEX European Energy Exchange EnWG Energiewirtschaftsgesetz EOM Energy-Only-Markt et al. et alii etc. et cetera EWI Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln f. folgend FCM ISO New England Forward Capacity Market ff. folgende FRR Fixed Resource Requirement des PJM

8 Abkürzungsverzeichnis VIII GW Gigawatt Hrsg. Herausgeber i.h.v. in Höhe von IRM Installed Reserve Margin ISO Independent System Operator Jg. Jahrgang KVM Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes kw Kilowatt kwh Kilowattstunde MW Megawatt MWh Megawattstunde NetCONE Net Cost of New Entry No. Numero Nr. Nummer o.j. ohne Jahresangabe o.s. ohne Seitenangabe OTC Over the Counter PJM Pennsylvania-Jersey-Maryland-Pool ResKV Reservekraftwerksverordnung RPM Reliability-Pricing-Model des PJM S. Seite sog. sogenannt SPD Sozialdemokratische Partei Deutschlands Tab. Tabelle tlw. teilweise u.a. unter anderem UCAP Unforced Capacity im RPM des PJM vgl. vergleiche Vol. Jahrgang VoLL Value of Lost Load VRR Variable Resource Requirement VSN Versorgungssicherheitsnachweis z.b. zum Beispiel

9 Anhangsverzeichnis IX Anhangsverzeichnis Anhang 1: Notwendigkeit von Kapazitätsmärkten in Deutschland Anhang 2: Auktionsergebnisse im FCM in New England (USA) Anhang 3: Darstellung des zentralen umfassenden Kapazitätsmarktes Anhang 4: Darstellung des zentralen fokussierten Kapazitätsmarktes Anhang 5: Zuwachs an installierter Kapazität im RPM des PJM (USA) Anhang 6: Zentrale Eigenschaften der untersuchten Kapazitätsmärkte... 85

10 Einleitung 1 1 Einleitung Die deutsche Elektrizitätswirtschaft befindet sich seit Verabschiedung der EU- Richtlinie 96/92/EG, welche die Schaffung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes zum Ziel hat, im Umbruch. Im Zuge der Umsetzung dieser Vorgabe wurde ein liberalisierter Strommarkt im Design eines Energy-Only-Marktes (EOM) geschaffen. Trotz einiger erfolgten Anpassungen im Strommarkt (z.b. Änderung des Regulierungsregimes) weist Deutschland bis heute auch im Vergleich mit anderen europäischen Staaten ein hohes Niveau an Versorgungssicherheit auf (vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes, 2012, S. 232f.). Dies spiegelt sich im System Average Interruption Duration Index wieder, der im Jahr 2013 für Deutschland eine durchschnittliche Ausfalldauer von nur 15,32 Minuten je Verbraucher angibt (vgl. Bundesnetzagentur, 2014a, S. 1). In der Wissenschaft gibt es dennoch seit geraumer Zeit im Allgemeinen Zweifel (z.b. Cramton, Ockenfels, 2012) an der Funktionsweise des EOM. Kern der Befürchtungen ist, dass dieses Konzept aus verschiedenen Gründen keine ausreichenden Anreize für Investitionen in neue Kraftwerke setzten kann und somit mittelbar eine Gefährdung der Versorgungssicherheit potentiell möglich ist. Dies hat in einer Vielzahl Länder zur (zusätzlichen) Einführung von sog. Kapazitätsinstrumenten 1 geführt (vgl. Süßenbacher, Schwaiger, Stigler, 2011, S. 1). Diese Mechanismen vergüten im Gegensatz zum EOM nicht die tatsächlich gelieferten Elektrizitätsmengen, sondern, je nach Ausprägung, die installierte bzw. gesicherte Erzeugungskapazität einer Anlage. Auf diese Weise sollen zusätzliche Investitionsanreize in konventionelle Kraftwerke geschaffen und die Versorgungssicherheit im Strommarkt gewährleistet werden (vgl. Genoese, o.j., o.s.). Seit einiger Zeit wird diese Diskussion auch in der deutschen Öffentlichkeit geführt. Dabei spielen insbesondere die Veränderungen der letzten Jahre im Bereich der Stromerzeugung eine große Rolle, da der Atomausstieg in 2011 und die gezielte staatliche Förderung erneuerbarer Energien in großem Stil 2 zu tlw. schmerzhaften Anpassungen für Besitzer konventioneller Kraftwerke führte (vgl. BMWi, 2014, S. 17). Das Stromnetz benötigt aber, aufgrund der Volatilität erneuerbarer Energien und der Nichtspeicherbarkeit von Elektrizität, konventionelle Anlagen, um bspw. in Zeiten hoher Nachfrage bei gleichzeitig niedriger Einspeisung aus volatilen erneuerbaren Energien die Stabilität des Netzes zu gewährleisten. Aufgrund des gesetzlichen Einspeisevorrangs 1 Die Begriffe Kapazitätsinstrument und -mechanismus stellen in dieser Arbeit Synonyme dar. 2 Bis zum Jahr 2020 bzw soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung 35% bzw. 80% betragen (vgl. Bundesregierung, 2014, o.s.).

11 Einleitung 2 von Strom aus erneuerbaren Energien stehen für das Netz notwendige konventionelle Kraftwerke partiell vor dem Problem, ihre Wirtschaftlichkeit in wenigen Betriebsstunden sicherstellen zu müssen (vgl. Monopolkommission, 2013, S. 184f.). Daher halten neben Branchenverbänden wie dem Bund der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. (BDEW) (vgl. hierzu BDEW, 2014), auch einige Wissenschaftler die zukünftige Versorgungssicherheit in Deutschland für gefährdet und fordern daher zeitnah die Einführung eines Kapazitätsinstruments. Diese Forderung findet sich auch im Koalitionsvertrag der aktuellen Bundesregierung: Es ist mittelfristig ein Kapazitätsmechanismus zu entwickeln, unter dem Gesichtspunkt der Kosteneffizienz in Einklang mit europäischen Regeln und unter Gewährleistung wettbewerblicher und technologieoffener Lösung (CDU, CSU, SPD, 2013, S. 41). Ziel dieser Arbeit ist es, die Eignung von Kapazitätsmärkten hinsichtlich der Erhöhung von Investitionsanreizen im Strommarkt und somit die Sicherstellung von Versorgungssicherheit zu untersuchen. Beginnend mit einer Übersicht über die technischen Eigenschaften der Elektrizitätswirtschaft und daraus resultierender Besonderheiten für eine ökonomische Betrachtung dieses Marktes, folgt eine Vorstellung des Konzeptes EOM. Anschließend werden die Ursachen für Unterinvestitionen in diesem Marktdesign und somit die Begründung für die Einführung von Kapazitätsinstrumenten untersucht. Dies erfolgt sowohl auf theoretischer Basis als auch anhand einer beispielhaften Praxisüberprüfung des deutschen Strommarktes. Kapitel 4 stellt nach einer Einführung in die Begrifflichkeiten dieses Instruments fünf unterschiedliche Kapazitätsmärkte vor. Dabei liegt der Fokus neben der allgemeinen Funktionsweise auf den spezifizierten Modellvorschlägen für den deutschen Strommarkt. Im Folgenden werden in Kapitel 5 alternative Maßnahmen wie preisbasierte Kapazitätsinstrumente vorgestellt und hinsichtlich ihrer Eignung untersucht. In Kapitel 6 erfolgt neben einem Vergleich der Kapazitätsmärkte aus Kapitel 4 mit den alternativen Maßnahmen aus Kapitel 5 eine Erweiterung der Betrachtungsperspektive von einem geschlossenen zu einem offenen Stromnetz. Abschließend erfolgt ein Fazit dieser Ergebnisse.

12 Technische Eigenschaften der Elektrizitätswirtschaft 3 2 Technische Eigenschaften der Elektrizitätswirtschaft Unter elektrischem Strom versteht man die gerichtete Bewegung elektrischer Ladungsträger ( ) (Moeller et al., 2011, S. 10). Die Erzeugung von Elektrizität erfolgt in speziellen Anlagen durch Umwandlung von Primärenergieträgern (z.b. Kohle, Sonnenlicht, Gas etc.) in elektrische Energie. Von dort wird die erzeugte Elektrizität durch Übertragungs- und Verteilnetze zu den Verbrauchern transportiert. Übertragungsnetze nutzen die Höchst- und Hochspannungsebene, um Strom über weite Distanzen zu übertragen, während Verteilnetze die Mittelund Niederspannungsebene für den Transport von Elektrizität zu den einzelnen Verbrauchern in einer Region präferieren (vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes, 2012, S. 227f.). Die Verwendung unterschiedlicher Spannungsebenen erfolgt aus technischen Gründen. Übertragungsnetze nutzen z.b. eine hohe Spannungsebene, da dies geringere Netzverluste bei der Stromübertragung über große Entfernungen verursacht (vgl. N- ERGIE Netz GmbH, 2010, o.s.). Die Verfügbarkeit von Strom für Nachfrager setzt also die Existenz und den Anschluss des Verbrauchers an ein spezifisches Netz voraus, sodass Elektrizität als leitungsgebundenes Gut zu klassifizieren ist. Die bisherige technologische Entwicklung erlaubt noch keine ökonomisch effiziente großtechnische Speicherung von Elektrizität. Diese Nicht-Speicherbarkeit von Strom impliziert aus technischer Sicht die Notwendigkeit einer permanenten Übereinstimmung von physischem Stromangebot und physischer Stromnachfrage. Dies ist zu jedem Zeitpunkt notwendig, um die Stabilität des Versorgungsnetzes zu gewährleisten und Netzzusammenbrüche (z.b. durch Überlastung) zu verhindern (vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes, 2012, S. 228f.). Die sich aus diesen Eigenschaften (Leitungsgebundenheit, Nicht-Speicherbarkeit, permanente Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage) ergebenden Implikationen für die ökonomische Funktionsweise von Strommärkten werden im folgenden Kapitel genauer betrachtet. Ausgangspunkt hierbei ist ein liberalisierter Strommarkt. Das bedeutet, dass auf den Stufen der Erzeugung und des Vertriebs von Elektrizität Wettbewerb stattfindet. Übertragungs- und Verteilnetze hingegen werden aufgrund ihrer Eigenschaft als natürliche Monopole von staatlicher Seite überwacht und reguliert (vgl. Knieps, Brunekreeeft, 2002, S. 135ff.).

13 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 4 3 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik Dieses Kapitel thematisiert Energy-Only-Märkte (EOM). Zu Beginn werden die Funktionsweise und die Eigenschaften eines solchen Marktes und die sich daraus ergebende Anreizfunktion für Investitionen in Kraftwerke erläutert. Die Abschnitte 3.2 und 3.3 untersuchen, inwiefern es zu Unterinvestitionen in Erzeugungskapazitäten auf einem EOM kommen kann. Nach einer Prüfung der Praxisrelevanz dieser Ergebnisse am Beispiel des deutschen Strommarktes erfolgt am Ende dieses Kapitels (Abschnitt 3.6) eine Bewertung des EOM anhand der erreichten Ergebnisse. 3.1 Das Konzept Energy-Only-Markt Ein EOM ist ein Markt, auf dem nur die tatsächlich gelieferten Elektrizitätsmengen (in Megawattstunden (MWh)) und die für den Betrieb des Netzes notwendigen Systemdienstleistungen vergütet werden. Eine Vergütung der alleinigen Bereitstellung von Stromerzeugungskapazität wie im Kapazitätsmarkt findet nicht statt (vgl. Midwest ISO, 2005, S. 6f.). Der markträumende Großhandelspreis bildet sich im Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage. Abb. 1 stellt einen EOM und das sich jeweils ergebende Marktgleichgewicht in zwei unterschiedlichen Nachfragesituationen (Niedriglast, Hochlast) dar. Zum Einsatz kommt dieses Konzept in liberalisierten Strommärkten wie z.b. in Deutschland. Abschnitt und erklären den Verlauf der Nachfrage- bzw. der Angebotsfunktion dieser Graphik, während Abschnitt die Anreizfunktion des Gleichgewichtspreises auf Investitionen in Stromerzeugungskapazität untersucht. Abb. 1: Zwei Gleichgewichtssituationen im Strommarkt In Anlehnung an: Müsgens, Peek, 2011, S. 578.

14 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik Eigenschaften der Nachfrage nach Elektrizität Strom ist auf vielen Ebenen einer Volkswirtschaft eine unabdingbare Voraussetzung für die Befriedigung alltäglicher Bedürfnisse (z.b. elektrisches Licht) und unverzichtbarer Input für die Herstellung der meisten Güter. Die individuelle Nachfrage nach Strom ist jedoch sehr volatil und abhängig von verschiedenen Faktoren wie bspw. der Jahres- und der Tageszeit (vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes, 2010, S. 239f.). Zusätzlich besteht für Stromverbraucher nur eine sehr geringe (z.b. Verwendung von Kerzenlicht statt elektrischem Licht) bzw. gar keine Möglichkeit, elektrische Energie durch andere Güter zu substituieren (vgl. Ströbele, Pfaffenberger, Heuterkes, 2010, S. 229). Folglich ist die Preiselastizität der Nachfrage sehr unelastisch, d.h. eine Änderung des Strompreises bewirkt nur eine unterproportionale Änderung der nachgefragten Menge. Diese Eigenschaft zeigt sich im fallenden Verlauf der Nachfragefunktionen (d.h. DD LL bzw. DD HH ) in Abb. 1. Da ein Teil der Verbraucher leistungsgemessen ist, kann dieser auf Preissignale des Stromgroßhandels reagieren, was sich im vergleichsweise elastischen Teil der jeweiligen Nachfragefunktion widerspiegelt. Jenseits dieser Menge ist die jeweilige Stromnachfrage hingegen vollkommen unelastisch, sodass die Nachfragefunktion in diesem Bereich vertikal verläuft (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 577) Eigenschaften des Angebots an Elektrizität Bau, Instandhaltung und der Betrieb von Stromerzeugungsanlagen sowie der Netzinfrastruktur sind sehr kapitalintensiv und weisen einen hohen Fixkostenanteil auf. Dies impliziert verbunden mit den langen Bauzeiten für diese Anlagen (je nach verwendeter Technologie im Durchschnitt zwischen zwei bis sechs Jahre), dass das Angebot an Erzeugungskapazität auf dem Elektrizitätsmarkt kurzfristig Kapazitätsbeschränkungen unterliegt (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 577). In Abb. 1 zeigt sich die Kapazitätsbeschränkung im vertikalen Verlauf der Angebotsfunktion bei Überschreitung der maximal verfügbaren Stromerzeugungskapazität (hier auf Höhe von XX HH EEEEEE ). Ab diesem Punkt führt eine Erhöhung der Nachfrage nur zu einer Erhöhung des Gleichgewichtspreises, aber zu keiner Erhöhung der Gleichgewichtsmenge XX HH EEEEEE. Es bildet sich der sog. Knappheitspreis 3 PP HH EEEEEE. Das Angebot an Elektrizität in einem Strommarkt erfolgt durch unterschiedliche Kraftwerkstypen (z.b. Kohlekraftwerke, Gaskraftwerke, Solaranlagen etc.). Diese unter- 3 Im Strommarkt erfolgen in dieser Situation die Anpassungen auf Seiten der Nachfrage. Der sich dabei ergebende Strompreis, dessen Niveau höher als die Grenzkosten des Grenzkraftwerks ist, wird als Knappheitspreis bezeichnet (vgl. Joskow, 2007, S. 82f.).

15 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 6 scheiden sich u.a. in ihrer Kostenstruktur, d.h. in ihren variablen und fixen Kosten. Durch eine Koordination der Anlagen mittels gezielter Kraftwerkseinsatzplanung kann die Nachfrage kostenminimal bedient werden. Dazu werden zuerst die günstigsten verfügbaren Kraftwerke, d.h. die mit den geringsten variablen Kosten, zur Deckung der Nachfrage genutzt. Das Letzte für die Deckung der Nachfrage benötigte Kraftwerk, d.h. die Anlage mit den höchsten Grenzkosten, bestimmt den einheitlichen Preis am Strommarkt. Die Einsatzreihenfolge der Stromerzeuger wird als Merit Order bezeichnet und in der kurzfristigen Angebotsplanung verwendet (vgl. Genoese, o.j.a, o.s.). Abb. 2 zeigt beispielhaft die Struktur der deutschen Merit Order und den sich auf Basis einer zu einem bestimmten Zeitpunkt herrschenden Nachfrage XX EEEEEE ergebenden Preis PP EEEEEE im Marktgleichgewicht. Alle Kraftwerke mit geringeren Erzeugungsgrenzkosten als Gasanlagen erwirtschaften hier einen positiven Deckungsbeitrag (grau schraffierte Fläche in Abb. 2). Stromerzeuger können ihre Gesamtkosten, d.h. variable und fixe Kosten, in einem EOM nur mittels dieser anfallenden positiven Deckungsbeiträge decken (vgl. Kronberger Kreis, 2014, S. 41). In Abb. 1 zeigt sich die Merit Order im flach ansteigenden Teil der Angebotsfunktion vor Erreichen der Kapazitätsbeschränkung. Abb. 2: Vereinfachte Darstellung der deutschen Merit Order In Anlehnung an: Kronberger Kreis, 2014, S Investitionen in Stromerzeugungskapazität Wann besteht in diesem Marktdesign nun ein Anreiz in neue Anlagen zu investieren? Auf einem EOM ist der im Großhandel erzielte Elektrizitätspreis einziger Signalgeber für Investoren. Dieser variiert abhängig von der aktuellen Nachfrage. Je höher die Margen auf dem Markt sind, desto größer sind die Anreize in neue Erzeugungskapazitäten

16 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 7 zu investieren. In Abb. 1 zeigt sich dies bspw. bei Hochlast (d.h. im Schnittunkt von HH und PP HH HH EEEEEE ), in welcher sich der Markt über den Knappheitspreis PP EEEEEE klärt und XX EEEEEE alle Kraftwerke Deckungsbeiträge in Form von Knappheitsrenten erzielen können. Bei Niedriglast hingegen ist die Nachfrage in Abb. 1 kleiner als das maximale Kapazi- LL tätsangebot, sodass nur die Erzeugungsanlagen links von XX EEEEEE Deckungsbeiträge er- LL wirtschaften können. Nicht genutzte Anlagen, d.h. rechts von XX EEEEEE in Abb. 1, erhalten somit keine Einnahmen aus dem Strommarkt. Langfristig droht für diese als Konsequenz aus der mangelnden Fixkostendeckung die Stilllegung der betroffenen Anlagen. Ein wettbewerblich organisierter EOM signalisiert somit theoretisch allein über seine erzielten Großhandelspreise die notwendige Menge an Erzeugungskapazität und deren Struktur. Die Struktur bestimmt sich dabei über den Zeitraum, in welchem bspw. überdurchschnittliche Margen (d.h. Knappheitsrenten) erzielt werden können. Flexible Spitzenlastwerke 4 wie Gasturbinenkraftwerke benötigen aufgrund ihrer Kostenstruktur (hohe variable Kosten, geringe Fixkosten) für einen verlustfreien Betrieb sehr hohe Strompreise. Die hierfür notwendigen Knappheitspreise stellen sich jedoch nur an wenigen Stunden im Jahr ein, sodass diese Anlagen in sehr begrenzten Zeiträumen in Betrieb sind. Diese Zeiträume müssen aber auch groß genug sein, um alle Kosten decken zu können. Auf einem funktionierenden EOM ist die Angebotsfunktion und damit die Zusammensetzung des Kraftwerksparks einer Volkswirtschaft folglich mittel- und langfristig variabel (vgl. Joskow, 2007, S. 83f.). 3.2 Marktversagen auf Energy-Only-Märkten Dieser Abschnitt untersucht, inwiefern Marktversagen und somit wirtschaftspolitischer Handlungsbedarf in einem EOM besteht. Unter Marktversagen versteht man dabei allgemein eine Situation, in welcher das Ergebnis ( ) marktmäßiger Koordination von der volkswirtschaftlich optimalen Allokation von Gütern und Ressourcen im Modell der vollkommenen Konkurrenz (Klodt, Eggert, Minter, o.j., o.s.) abweicht. In der Literatur werden insbesondere drei Gründe genannt, die sich aus den Eigenschaften eines 4 Die Last in einem Stromnetz wird durch sog. Grundlast-, Mittellast- und Spitzenlastkraftwerke bedient. Diese unterscheiden sich in ihrer Flexibilität und Kostenstruktur. Während Grundlastkraftwerke den konstanten Grundbedarf an Elektrizität decken und niedrige variable Kosten aufweisen, kommen Spitzenlastkraftwerke mit sehr hohen variablen Kosten nur an wenigen Zeitpunkten zur Deckung von kurzfristigen Spitzennachfragen zum Einsatz. Mittellastkraftwerke hingegen decken den regelmäßigen Bedarf (z.b. zusätzlicher Verbrauch am Abend) zwischen Grundlast und Spitzenlast ab (vgl. Amprion, o.j.a, o.s.).

17 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 8 Strommarktes ergeben: Geringe Preiselastizität der Nachfrage, Charakterisierung von Versorgungssicherheit als öffentliches Gut und Missing-Money Geringe Preiselastizität der Nachfrage Nachfrager sind normalerweise mit Stromzählern ausgestattet, welche die verbrauchte Menge an Elektrizität in einem bestimmten Zeitraum dokumentieren. Für diesen Verbrauch bezahlen die Individuen einen im Voraus festgelegten Preis ( /kwh), welcher in regelmäßigen Abständen (üblicherweise jährlich) von den jeweiligen Energielieferanten angepasst wird. Preisentwicklungen auf Großhandelsmärkten werden somit im Zeitraum zwischen zwei Anpassungen der Endkundenpreise nicht an diese weitergereicht. Für Individuen besteht somit in keiner Situation ein Anreiz, den persönlichen Stromverbrauch der Entwicklung des Großhandelspreises anzupassen. Grund hierfür ist, dass sie diese nicht in ihren eigenen Preisen beobachten können. Wie in Abschnitt beschrieben, ist die Nachfrage im Strommarkt unelastisch bzw. vollkommen unelastisch. Gleichzeitig verhält sich das Angebot bei Erreichen der Kapazitätsgrenze, d.h. bei voller Auslastung der Stromerzeugungskapazität, ebenfalls unelastisch. Steigt die (unelastische) Nachfrage über diese Kapazitätsgrenze des Angebots hinaus, stellt sich, wie Abb. 3 zeigt, kein Gleichgewicht auf dem Markt mehr ein. Es kommt zu einer unfreiwilligen Versorgungsunterbrechung der Verbraucher, da eine Anpassung der Nachfrage (hier: DD OO ) über höhere Preise aufgrund der unelastischen Preiselastizität nicht mehr stattfindet. Abb. 3: Situation ohne Markträumung im Großhandel In Anlehnung an: Müsgens, Peek, 2011, S. 579.

18 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 9 Eine Möglichkeit dieses ineffiziente Ergebnis zu vermeiden, wäre die tlw. Bedienung der Nachfrage mittels Differenzierung anhand der individuellen Zahlungsbereitschaften von Endkunden. Dies ist jedoch im Bereich der Stromversorgung sowohl aufgrund der Vertragsgestaltung (Endkundenpreis wird üblicherweise nur jährlich angepasst und Rationierung ist kein Vertragsgegenstand) als auch aufgrund der technischen Eigenschaften nicht möglich (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 116). Netzbetreiber können wegen der technischen Struktur eines Stromnetzes nicht einzelne Haushalte von der Versorgung temporär unterbrechen, denn eine Steuerung der aktuellen Last ist nur für ganze Netzbereiche möglich (vgl. Joskow, Tirole, 2006, S. 812). Ein Blackout trifft somit nicht nur Verbraucher mit einer geringeren Zahlungsbereitschaft, sondern alle Nachfrager werden unabhängig von ihrer individuellen Zahlungsbereitschaft unfreiwillig von der Stromversorgung unterbrochen (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 116). Es liegt ein negativer externer Effekt vor, da der individuelle Konsum auf Basis des eigenen Stromtarifs im beschriebenen Marktszenario zu einem für die Volkswirtschaft ineffizienten Ergebnis führt, d.h. zu einem Blackout (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 579f.). Ein optimales Niveau an Versorgungssicherheit kann sich somit im EOM nicht einstellen, da die individuellen Zahlungsbereitschaft von Nachfragern für Versorgungssicherheit nicht beobachtbar ist (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 117) Versorgungssicherheit als öffentliches Gut Wie im vorherigen Abschnitt beschrieben, kann es aufgrund der geringen Preiselastizität der Nachfrage zu einer unfreiwilligen Unterbrechung der Stromversorgung kommen. In so einer Situation findet eine Markträumung nicht mehr statt. Dieses Problem besteht u.a. deshalb, weil nicht genügend Stromerzeugungskapazität zu Verfügung steht. Gibt es daher für Individuen einen Anreiz in das Gut Versorgungssicherheit, z.b. in Form von Reservekapazität, zu investieren? Kraftwerksbetreibern entstehen in der beschriebenen Blackout-Situation Kosten in Form von entgangenen positiven Deckungsbeiträgen. Diese Situation könnte durch den Bau eines zusätzlichen Reservekraftwerks vermieden bzw. verzögert werden, sodass sowohl die Versorgungssicherheit steigt, als auch Deckungsbeiträge generiert werden können. Vom Konsum dieser zusätzlichen Einheit an Versorgungssicherheit kann aber aufgrund der technischen Eigenschaften eines Stromnetzes kein anderes Kraftwerk ausgeschlossen werden. Zusätzlich profitieren alle anderen Anlagenbetreiber von der Investition eines Individuums in demselben Ausmaß, sodass keine Rivalität beim Konsum

19 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 10 dieses Gutes herrscht. Versorgungssicherheit ist daher als öffentliches Gut zu klassifizieren. Dies bedeutet, dass Kraftwerksbetreiber sich folglich als Trittbrettfahrer verhalten werden und ihre Zahlungsbereitschaft für eine zusätzliche Einheit des Gutes Versorgungssicherheit nicht offenbaren. Dies geschieht in der Hoffnung, dass die jeweils anderen Betreiber Investitionen in zusätzliche Versorgungssicherheit tätigen werden (vgl. Abbott, 2001, S. 32f.). Individuell rationales Handeln führt hier zu einem kollektiv irrationalen Ergebnis. Obwohl sich alle Stromverbraucher durch zusätzliche Investitionen in Versorgungssicherheit besser stellen könnten, tätigt niemand diese Investitionen. Bei Betrachtung von Versorgungssicherheit aus Verbrauchersicht ändert sich das Ergebnis aufgrund der aus mehreren Ebenen bestehenden Netztopologie. Im Fall einer kritischen Versorgungssituation können nämlich einzelne Netzbereiche (sog. Cluster) technisch von der Stromversorgung zur Aufrechterhaltung der Versorgung in anderen Gebieten getrennt werden. Was bedeutet das? Es herrscht Rivalität zwischen allen Nachfragern beim Konsum des Gutes Versorgungssicherheit innerhalb eines Strommarktes (vgl. Frontier Economics, Formaet Services GmbH, 2014, S. 66). Ein zunehmender individueller Stromverbrauch senkt nämlich das zur Verfügung stehende Niveau an Versorgungssicherheit für alle anderen Nachfrager in einem Stromnetz. Gleichzeitig kann innerhalb eines Clusters kein Individuum in Abhängigkeit seiner Zahlungsbereitschaft für Versorgungssicherheit vom Konsum derselben ausgeschlossen werden (vgl. Joskow, 2007, S. 102f.). Aus Sicht der Verbraucher ist Versorgungssicherheit somit als Allmende-Gut zu charakterisieren (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 579). Trotz unterschiedlicher Charakterisierung werden auch hier Individuen nicht in Versorgungssicherheit investieren und sich als Trittbrettfahrer verhalten. Sie hoffen, dass andere Nachfrager in zusätzliche Versorgungssicherheit investieren werden (vgl. Cramton, Stoft, 2006, S. 24). Die Folge ist ein kollektiv irrationales Ergebnis, sodass ein Marktversorgen im EOM vorliegt Regulierungsversagen und Missing-Money Die Preisentwicklung im Großhandel dient im EOM als Anreiz für Investitionen in neue Erzeugungsanlagen. Preisspitzen, welche in Knappheitssituationen auf dem Markt auftreten, sind notwendig für die Generierung von positiven Deckungsbeiträgen für alle Erzeugeranlagen. Diese kurzfristigen Preisspitzen sind aus politischer Perspektive aber meist unerwünscht, da die öffentliche Meinung diese meist mit steigenden Durchschnittspreisen für Elektrizität in Verbindung setzt (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 581).

20 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 11 Knappheitspreise können aber auch von Kraftwerksbetreibern künstlich verstärkt werden. Wie in Kapitel aufgezeigt, ist die Preiselastizität der Nachfrage im Strommarkt unelastisch bzw. vollkommen unelastisch. Folglich besteht für Anbieter der Anreiz Marktmacht auszuüben, da Nachfrager auf Preisänderungen nur unterproportional mit einer Nachfrageänderung reagieren werden. Insbesondere in Knappheitssituationen, welche durch die bewusste Zurückhaltung von Kapazitäten auch künstlich erzeugt werden können, kann Marktmacht selbst von kleinen Kraftwerken sehr gut ausgeübt werden. Grund hierfür ist, dass für Nachfrager keine Möglichkeit besteht, auf alternative billigere Stromerzeuger auszuweichen. Dieses Problem tritt aber nicht in vollem Umfang in einem liberalisierten Strommarkt auf, da die Gewährleistung eines freien Marktzugangs für neue Wettbewerber zu einer abnehmenden Bedeutung der Ausübung von Marktmacht führt. Da die Marktmacht durch diesen potentiellen Wettbewerb von außen auf dem Strommarkt nicht vollständig aufgehoben werden kann, haben Regulierungsbehörden in vielen Ländern versucht, mittels der Einführung von Price Caps 5 im Stromgroßhandel die Ausübung von Marktmacht noch stärker zu beschränken (vgl. Elberg et al., 2012, S. 9). Für die Regulierer besteht dabei das Problem, die optimale Höhe dieser Preisobergrenze zu bestimmen. Denn mit ihrer Entscheidung über die Höhe der Preisobergrenze begrenzt die Regulierungsbehörde nicht nur die Möglichkeit Marktmacht auszuüben, sondern beeinflusst auch die verfügbare Erzeugungskapazität und Investitionsentscheidungen im Strommarkt (vgl. Haucap, 2013, S. 4). In der Realität gestaltet sich die Bestimmung des Niveaus wettbewerblicher Strompreise bzw. deren Definition (d.h. ohne Ausübung von Marktmacht) und in der Folge die optimale Höhe regulatorischer Maßnahmen für die Regulierungsbehörde als sehr schwierig (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 119). Während eine zu hohe Preisobergrenze Marktmacht nur sehr bedingt begrenzt, werden durch eine zu niedrige Cap die benötigten Preisspitzen durch die staatliche Regulierung unterbunden. Es drohen Unterinvestitionen in bestimmte Kraftwerkstypen, welche für einen effizienten Kraftwerkspark und somit für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit benötigt werden. Spitzenlastkraftwerke werden bspw. zum kurzfristigen Ausgleich der Nachfrage in Knappheitssituationen benötigt. Diese kommen nur an wenigen Zeitpunkten zum Einsatz und müssen innerhalb dieser kurzen Zeiträume ausreichend Deckungsbeiträge erwirtschaften, um ihre Kosten zu decken. Werden die hier- 5 Die Begriffe Price Cap und Preisobergrenze stellen Synonyme dar.

21 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 12 für benötigten Knappheitspreise durch eine zu niedrige Preisobergrenze abgeschnitten, ist die Profitabilität dieser Kraftwerke nicht mehr gewährleistet. Diese Situation wird als Missing-Money-Problem bezeichnet und kann Unterinvestitionen in den Kraftwerkspark einer Volkswirtschaft zur Folge haben (vgl. Haucap, 2013, S. 4f.). In der Realität werden Price Caps eher zu streng gesetzt, da der Fokus der Regulierungsbehörde meist auf der Unterbindung von Marktmacht liegt, um öffentlichem Druck vorzubeugen (vgl. Cramton, Stoft, 2006, S. 8). In diesem Zusammenhang spricht man von regulatorisch erzeugtem Marktversagen, d.h. Regulierungsversagen. Ein nicht optimaler Eingriff der Regulierungsbehörde beeinflusst ungewollt die Investitionstätigkeit negativ und verändert somit den zur Verfügung stehenden Kraftwerkspark. Dies kann zu einer Gefährdung der Versorgungssicherheit führen (vgl. Haucap, 2013, S. 4f.). Neben diesen drei genannten Tatbeständen (Geringe Preiselastizität der Nachfrage, Versorgungssicherheit als öffentliches Gut und Missing-Money) für Marktversagen im EOM gibt es noch weitere, im Folgenden erläuterte Gründe, die für Zurückhaltung bei Investitionen im Strommarkt sorgen. 3.3 Weitere Gründe für Unterinvestitionen im Energy-Only-Markt Die Entwicklung des Großhandelspreises im EOM ist ausschlaggebend für Investitionen in neue Kraftwerke. Investitionen sind umso profitabler, je weniger neue Kraftwerke gebaut werden, weil dann höhere Deckungsbeiträge erzielt werden können. Ein Investor, der maximalen Profit mit seiner geplanten Neuinvestition erzielen möchte, weiß aber auch, dass andere Individuen die Entwicklung der Großhandelspreise ebenfalls beobachten und von diesen simultan positive Investitionsentscheidungen getroffen werden können. Da dies den eigenen Profit schmälern würde, besteht für Akteure ein Anreiz zu opportunistischem Verhalten. Investoren versuchen durch gezielte Verbreitung von falschen Informationen 6 die Investitionsentscheidung von potentiellen Wettbewerbern negativ zu beeinflussen. Somit werden real weniger Investitionen in Neuanlagen auf dem Strommarkt getätigt, als ursprünglich geplant waren. Darüber hinaus sind Kraftwerke Investitionsprojekte mit einem sehr langfristigen Charakter 7 bei gleichzeitig hoher Preisvolatilität im Stromgroßhandel. Dies führt dazu, dass zum Investitionszeitpunkt Unsicherheit über die zukünftigen Einnahmen von Neuanla- 6 Z.B. Gerüchte über eine größere Anzahl an Investitionen als tatsächlich beabsichtigt sind. 7 Z.B. beträgt die durchschnittliche Laufzeit von deutschen Kohlekraftwerken 45 Jahre (vgl. dena, 2010, S. 9).

22 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 13 gen herrscht. Unter Umständen müssen Investoren eine lange Zeit auf die notwendigen Preisspitzen warten, welche einen Beitrag zur Amortisation der Anlage leisten (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 120f.). Dieser Sachverhalt kann im Stromsektor durch andere, im Folgenden erläuterte Bedingungen verschärft werden: Auf der Angebotsseite des Strommarktes kann ein hoher Anteil an erneuerbaren Energien, welche weitgehend grenzkostenlos produzieren, zu einer Verschiebung der Merit Order führen. Das bisher preisbestimmende konventionelle Grenzkraftwerk wird bei Markteintritt von einer großen Anzahl erneuerbarer Energien verdrängt (sog. Merit- Order-Effekt) und der Großhandelspreis sinkt. Altanlagen erwirtschaften als Folge geringere Deckungsbeiträge und werden seltener abgerufen. Es besteht die Gefahr, dass bestimmte (konventionelle) Kraftwerkstypen ihre Vollkosten nicht mehr decken können. Der Einsatz von volatilen erneuerbaren Energien führt dazu, dass zukünftige Einnahmen für Investoren in konventionelle Anlagen schlechter prognostizierbar sind und sich gleichzeitig das Missing-Money-Problem verschärft (vgl. Haucap, 2013, S. 5f.). Neuinvestitionen unterliegen aber auch regulatorischen und politischen Risiken. Unvorhersehbare Änderungen der Rahmenbedingungen, wie z.b. die Einführung von Preisobergrenzen auf dem Großhandelsmarkt, beeinflussen ebenfalls die erzielbaren Deckungsbeiträge von Anlagen, sodass sich das Risiko für Investoren erhöht (vgl. Elberg et al., 2012, S. 10). Neben den genannten Gründen können auch technisch notwendige Eingriffe des Netzbetreibers in die Systemführung zu einer Beeinflussung und somit Großhandelspreise verzerren (vgl. Cramton, Ockenfels, 2012, S. 120). Die genannten Ursachen führen zu steigender Unsicherheit über zukünftige Einnahmen bei Investitionen in neue Anlagen im EOM. Gleichzeitig spielt die Art der zugrundeliegenden Erwartungen des Investors (rational, statisch oder adaptiv) eine große Rolle bei der Wahl des Investitionszeitpunktes. Im schlimmsten Fall werden notwendige Investitionen unterlassen bzw. verspätet getroffen, was eine (temporäre) Gefährdung der Versorgungssicherheit nach sich ziehen kann (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 580f.). Der bisherige Verlauf der Untersuchung von EOMs in diesem Kapitel zeigt, dass es viele unterschiedliche Gründe für Unterinvestitionen gibt. Es droht die Gefahr, dass sich ein zu niedriges und somit nicht optimales Niveau an Versorgungssicherheit einstellt. Der folgende Abschnitt untersucht, was unter dem optimalen Niveau an Versorgungssicherheit zu verstehen ist und durch welche Faktoren dieses determiniert wird.

23 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik Exkurs: Die optimale Versorgungssicherheit Aufgrund der Vielschichtigkeit von Versorgungssicherheit existiert in der Literatur keine einheitliche Definition dieses Begriffes. Das BMWi versteht bspw. unter Versorgungssicherheit ( ) die dauerhafte und nachhaltige Bedarfsdeckung (BMWi, 2012, S. 4), während für die Europäische Kommission zusätzlich ein vertretbarer Strompreis sehr wichtig ist (vgl. Europäische Kommission, 2001, S. 2). Grundsätzlich können aber neben einer zeitlichen Differenzierung (kurzfristig, langfristig) zwei Bereiche der Versorgungssicherheit unterschieden werden: Die Ebene der Erzeuger sowie die Netzebene, wobei sich diese Arbeit aufgrund des begrenzten Umfangs einzig auf Versorgungssicherheit auf Erzeugerebene fokussiert (vgl. Böckers et al., 2011, S. 5). Bei der Bereitstellung von Versorgungssicherheit entstehen einerseits Kosten, z.b. in Form von Bau und Instandhaltung von Erzeugeranlagen. Andererseits führt eine Erhöhung der Versorgungssicherheit jedoch auf unterschiedlichen Ebenen zu positiven Effekten, da die Wahrscheinlichkeit einer unfreiwilligen Versorgungsunterbrechung sinkt. Für die Bestimmung des optimalen Niveaus im Strommarkt muss daher zwischen den Kosten und dem Nutzen einer zusätzlichen Einheit an Versorgungssicherheit, z.b. in Form zusätzlicher Erzeugungskapazität, abgewogen werden. Im volkswirtschaftlichen Optimum entspricht der Grenznutzen einer zusätzlichen Einheit den Grenzkosten der Bereitstellung dieser, wie Abb. 4 zeigt (vgl. Consentec et al., 2008, S. 8). Abb. 4: Darstellung des optimalen Niveaus an Versorgungssicherheit Quelle: Consentec et al., 2008, S. 8.

24 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 15 Der Grenznutzen der Bereitstellung einer zusätzlichen Einheit Versorgungssicherheit wird durch den Wert des Value of Lost Load (VoLL) bestimmt. Dieses Konzept drückt die Zahlungsbereitschaft der Nachfrager für die Verhinderung einer unfreiwilligen kurzfristigen Versorgungsunterbrechung zu einem bestimmen Zeitpunkt aus. Die maximale Zahlungsbereitschaft der Verbraucher für Versorgungssicherheit entspricht logischerweise den individuellen Kosten aus einer unfreiwilligen Versorgungsunterbrechung (vgl. Cramton, Stoft, 2006, S. 65f.). Wie in Kapitel beschrieben, ist die Nachfrage im Strommarkt unelastisch und Individuen können ihre wahre Zahlungsbereitschaft für Versorgungssicherheit nicht offenbaren. In der Folge kann es in Knappheitssituationen zu unfreiwilligen Versorgungsunterbrechungen kommen. Da während eines Blackouts der Marktpreis null ist, kann der VoLL nicht über den Großhandelspreis bestimmt werden. Vielmehr muss dieser Wert administrativ und im Durchschnitt für die betroffenen Individuen bestimmt werden 8 (vgl. Stoft, 2002, S. 155f.). Durch die Einführung einer Price Cap in Höhe des VoLL kann die optimale Höhe der Versorgungssicherheit und somit die optimale Erzeugerkapazität bestimmt werden (vgl. Stoft, 2002, S. 159). Auf der einen Seite beeinflusst eine optimale Preisobergrenze die Deckungsbeiträge und somit den Investitionsanreiz für Anbieter, da übermäßige Knappheitspreise vermieden werden. Auf der anderen Seite repräsentiert dieser Wert die geschätzte durchschnittliche Zahlungsbereitschaft der Nachfrager für Versorgungssicherheit. Dies bedeutet, dass es sowohl Individuen mit einer höheren als auch mit einer niedrigeren Zahlungsbereitschaft gibt, sodass im Durchschnitt eine Erhöhung der Versorgungssicherheit, z.b. durch neue Kraftwerke, finanziert werden kann. Diese Lösung stellt aufgrund der Verwendung eines auf Durchschnittswerten basierenden VoLL ein second-best Optimum dar (vgl. De Vries, 2004, S. 72). In der Praxis gestaltet sich die Bestimmung der Höhe der Kosten einer unfreiwilligen Versorgungsunterbrechung als sehr schwierig. Konkret hängt der Nutzenverlust unter anderen sowohl von der Dauer und dem Zeitpunkt der Unterbrechung (Tages- und Jahreszeit, Wochentag), als auch von der durch den Blackout unterbrochenen Tätigkeit des Individuums ab (vgl. Joskow, 2007, S. 93). Eine genaue rechnerische Bestimmung des VoLLs und somit der Preisobergrenze ist daher nicht möglich. Vielmehr versucht man einen durchschnittlichen Wert mittels Schätzungen zu bestimmen. Ungenauigkeiten sind dabei unvermeidbar und folglich ist eine perfekte Bestimmung des optimalen Ni- 8 Die Höhe des individuellen VoLLs hängt von der individuellen Wertschätzung für die Sicherstellung der Versorgung ab (vgl. Stoft, 2002, S. 156).

25 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 16 veaus der Versorgungssicherheit in einer Volkswirtschaft nicht möglich (vgl. Stoft, 2002, S. 159). Dennoch vermittelt dieser Abschnitt einen Überblick über die Eigenschaften von optimaler Versorgungssicherheit und deren bestimmenden Faktoren. Das folgende Kapitel überprüft die Versorgungssicherheit des deutschen Strommarktes anhand der in Kapitel 3.2 und 3.3 genannten Gründe für Unterinvestitionen in Erzeugungskapazität im EOM. 3.5 Überprüfung der Gründe am Beispiel Deutschland Im deutschen Strommarkt erfolgt der Großhandel mit Elektrizität über Strombörsen sowie in Form von außerbörslich vereinbarten bilateralen Handelsgeschäften, welche auch als Over-the-Counter-Geschäfte (OTC) bezeichnet werden (vgl. BMWi, 2014, S. 53). Händler können an den Strombörsen der European Energy Exchange (EEX) sowohl kurzfristig (Spotmarkt) als auch langfristig (Terminmarkt) mit Strom handeln. Am EPEX SPOT SE Spotmarkt (Handelsgebiet Deutschland, Frankreich, Österreich, Schweiz) ist die kurzfristige Beschaffung von Elektrizität im Intra-Day-Handel und in Day-Ahead-Auktionen möglich. Im langfristigen Stromhandel am EEX-Terminmarkt werden Geschäfte mit einer Vorlaufzeit von mindestens einer Woche bis hin zu sechs Jahren abgeschlossen (vgl. EEX, 2014, S. 3). Wie die Entwicklung zeigt, präferieren Händler vor allem OTC-Geschäfte (Anteil am gehandelten Stromvolumen: 93%) für den Handel mit Elektrizität. Dennoch setzen die Strombörsen, trotz des geringen Anteils am Handel (7% des Volumens), maßgeblich Preissignale für andere Stromhandelsgeschäfte (vgl. BMWi, 2014, S. 53). Im deutschen Strommarkt gibt es neben nicht-leistungsgemessenen Verbrauchern, deren Strompreis de facto jährlich angepasst wird, auch leistungsgemessene Verbraucher. Bei diesen erfolgt ex post, d.h. nach dem Stromverbrauch, eine genaue Berechnung der tatsächlichen Kosten ihres Leistungsbezugs. Diese Gruppe von Nachfragern kann somit auf Preisentwicklungen im Großhandel direkt oder verzögert reagieren. Voraussetzung für eine direkte Reaktion, d.h. eine Offenlegung der eigenen Zahlungsbereitschaft, sind entweder eigene Stromhandelsaktivitäten oder ein entsprechend ausgestalteter Stromvertrag. Falls dieser keine stündliche Differenzierung des Strompreises zulässt, ist eine kurzfristige Anpassung dieses Vertrages notwendig. In Deutschland beträgt der Anteil der leistungsgemessenen Nachfrager in Bezug auf den jährlichen Stromverbrauch 60% und ist im Vergleich zu anderen Strommärkten, wie z.b. den USA, sehr hoch. Folglich

26 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 17 steigt die Wahrscheinlichkeit einer Markträumung in Knappheitssituationen, da ein Teil der deutschen Verbraucher auf Preisentwicklungen im Stromgroßhandel reagieren kann (vgl. Müsgens, Peek, 2011, S. 579). In den letzten Jahren gab es große Veränderungen im Erzeugerbereich auf dem deutschen Strommarkt wie bspw. die Energiewende, der vorgezogene Atomausstieg oder auch die Auswirkungen einer zunehmenden Integration im Rahmen eines europäischen Binnenmarktes für Energie (vgl. Monopolkommission, 2013, S. 186). Dies führte zu einer deutlichen Beschneidung der Marktmacht der vier großen Stromerzeuger (RWE, E.ON, EnBW, Vattenfall) in Deutschland (vgl. Monopolkommission, 2013, S. 88f.). Gleichzeitig zeichnet sich der deutsche Strommarkt durch das Fehlen von regulatorischen Price Caps im Stromgroßhandel aus, da die existierende Preisobergrenze i.h.v /MWh an der EPEX SPOT SE allein eine technische Grenze darstellt (vgl. Haucap, 2013, S. 2). Diese Art Regulierungsversagen kann somit im deutschen EOM ausgeschlossen werden. Gleichzeitig beeinflusst der starke Ausbau volatiler erneuerbarer Energien (z.b. Windkraftanlagen), welche gesetzlichen Einspeisevorrang in das Stromnetz genießen und deren Grenzkosten nahe Null sind, die Preisentwicklung im Großhandel stark. Ist deshalb ein Merit-Order-Effekt zu beobachten? Analysen der Preisentwicklung im deutschen Stromgroßhandel zeigen, dass die Volatilität der Großhandelspreise durch den Ausbau der erneuerbaren Energien abgenommen hat und gleichzeitig kein Preisverfall im Durchschnitt auf den Strombörsen zu beobachten ist. Lastspitzen werden nun nicht mehr von Spitzenlastkraftwerken, sondern aufgrund der veränderten Merit Order vorrangig von Mittellastkraftwerken bedient. Dies führt zu einer drastisch gesunkenen Laufzeit von Spitzenlastkraftwerken und damit zu sinkenden Deckungsbeiträgen für diese Anlagen. Gleichzeitig zieht die veränderte Merit Order aber auch geringere Laufzeiten der Mittellastkraftwerke nach sich. Da diese höhere Fixkosten als Spitzenlastkraftwerke aufweisen, gestaltet sich hier die Kostendeckung als problematisch. Aktuell ist daher in Deutschland eine Zurückhaltung bei Investitionen in konventionelle Neuanlagen zu beobachten (vgl. Monopolkommission, 2013, S. 191f.). Diese Entwicklung kann aber nicht allein auf den Merit-Order-Effekt zurückgeführt werden, denn die politischen Rahmenbedingungen sind durch die anhaltende Diskussion über eine Reform des Marktdesigns mittels Kapazitätsmechanismen nicht wirklich stabil. Die Folge ist strategisches Verhalten in Form von Investitionszurückhaltung (vgl. Haucap, 2013, S. 9). Zusätzlich zeigen Berechnungen der Monopolkommission, dass

27 Energy-Only-Märkte: Funktionsweise und Problematik 18 die Jahreshöchstlast des Jahres 2012 zu 116% von der zur Verfügung stehenden Kapazität aus konventionellen Erzeugeranlagen bei gleichzeitiger Minimaleinspeisung der erneuerbaren Energien gedeckt wurde (vgl. Monopolkommission, 2013, S. 193). Dies zeigt, dass die Zurückhaltung bei Neuinvestitionen nicht zwangsläufig auf ein Versagen des EOM zurückzuführen ist. Vielmehr kann es sich auch um eine Marktbereinigung von volkswirtschaftlich ineffizienten Überkapazitäten handeln (vgl. Haucap, 2013, S. 7). 3.6 Bewertung des Energy-Only-Marktes In der wissenschaftlichen Literatur gibt es eine Vielzahl von Gründen, die für ein Versagen des EOM bei der Gewährleistung von Versorgungssicherheit, d.h. der ausreichenden Bereitstellung von Erzeugungskapazität, sprechen. Diese wurden beispielhaft anhand des deutschen Strommarktes überprüft, an welchem aktuell Neuinvestitionen zurückgehalten werden. Auch wenn u.a. der Merit-Order-Effekt bestätigt werden konnte, ist gegenwärtig kein eindeutiges Marktversagen zu diagnostizieren. Seit der Liberalisierung des deutschen Strommarktes ist nämlich noch kein ganzer Investitionszyklus von Kraftwerken durchlaufen worden, sodass auf dem Strommarkt bisher noch stets genügend alte Erzeugungskapazität zur Verfügung steht (vgl. Haucap, 2013, S. 7). Eine abschließende Bewertung des Marktdesigns ist daher gegenwärtig nicht möglich. Dennoch herrscht aktuell in der deutschen Öffentlichkeit eine Debatte über die Notwendigkeit einer grundlegenden Veränderung des Marktdesigns in Form der Implementierung eines Kapazitätsmarktes. Zahlreiche Forschungsbeiträge, Zeitungsartikel und Studien zeugen von der Aktualität und der Brisanz dieser Thematik. Die Notwendigkeit der Einführung eines Kapazitätsinstruments für den deutschen Strommarkt ist bisher sehr umstritten, wie auch Anhang 1 in einer Ergebnisübersicht aktueller Gutachten zur Thematik zeigt. Ungeachtet dessen ist eine genauere Betrachtung der Funktionsweise und der internationalen Erfahrungen mit Kapazitätsmechanismen in den folgenden Kapiteln sinnvoll. Kapitel 4 führt in die Thematik der Kapazitätsmechanismen ein und erklärt anschließend die Funktionsweise und Wirkungen von verschiedenen Kapazitätsmarktmodellen. Anschließend untersucht Kapitel 5 alternative Kapazitätsinstrumente und die Eignung einer reinen Fokussierung auf Nachfrageflexibilisierung.