Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen. Endbericht

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1 Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen Endbericht

2 Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen Endbericht Von: Dr. Marco Nicolosi Datum: 14. September 2012 Projekt-Nummer: POWDE Ecofys 2012 beauftragt durch: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)

3 Zusammenfassung Das Ziel dieser Studie ist es zu hinterfragen, ob ein tiefer Regulierungseingriff derzeit gerechtfertigt ist oder ob der Strommarkt ein nachvollziehbares Ergebnis liefert, welches auf ein Funktionieren des Energy-only-Marktes hindeutet und gegebenenfalls Möglichkeiten für Nachjustierungen aufzeigt. Die Diskussion der Studienannahmen und den daraus abgeleiteten Schlussfolgerungen deutet auf eine Bandbreite an Wahrnehmungen der aktuellen Marktsituation hin. Die empirische Diskussion der Annahmen zeigt, dass sie bei der Interpretation der Schlussfolgerungen eine entscheidende Rolle spielen. Vor allem die Kombination der aus Vereinfachungsgründen gesetzten Annahmen einer fixen Lebensdauer der Kraftwerke, einer fixen Nachfragen und der Preissetzung auf Basis kurzfristiger Grenzkosten determiniert eine augenscheinliche Finanzierungslücke. Das Abweichen von diesen vereinfachenden Annahmen zeigt eine Vielzahl alternativer Lösungsmöglichkeiten des Energy-only- Marktes auf. Die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmarktes, wie das Modell der Versorgungssicherheitsverträge, geht mit einer großen Unsicherheit beim Setzen der Parameter einher. Die zukünftige Spitzenlast unterliegt großen Unsicherheiten, wodurch der Aufbau von Überkapazitäten wahrscheinlich wird. Als Konsequenz würden keine Knappheitspreise am Strommarkt entstehen und die Anreize für einige Optionen, wie z.b. Lastmanagement, gering ausfallen, obwohl sie beispielweise bei der Integrationsherausforderung der erneuerbaren Energien zu einer effizienten Lösung beitragen könnten. Die Auktion der gesicherten Leistung unterliegt zudem einer Präqualifikation, wodurch gegebenenfalls neue technologische Optionen ausgeschlossen werden und technologische Lock-in Effekte auftreten könnten. Darüber hinaus besteht die Gefahr, dass die Ausgestaltung aufgrund von Partikularinteressen und Marktmachtbedenken selektive Elemente erhält, welche die theoretische Effizienz eines umfassenden Kapazitätsmarktes untergraben könnten. Als Konsequenz der vielen Unsicherheiten besteht die Gefahr, dass das Versorgungssystem teurer werden könnte als es bei alternativen Marktdesigns der Fall wäre und Nachjustierungen des Kapazitätsmarktes und des restlichen Marktdesigns nötig werden. Die Einführung einer strategischen Reserve könnte das Effizienz- und Innovationspotenzial des Energy-only-Marktes erhalten und gleichzeitig die Versorgungssicherheit gewährleisten. Alle Lösungsoptionen würden innerhalb des EU-Binnenmarktes einem Wettbewerb zueinander stehen. Eine europäische Perspektive auf Versorgungssicherheit hätte ein signifikantes Kostensenkungspotenzial gegenüber nationalen Lösungen. Aufgrund der zweiten Übergangsphase hin zu höheren Anteilen erneuerbarer Energien werden Investitionen in Spitzenlasttechnologien jeder Art zunehmend wichtiger. Eine Anpassung des Kraftwerksparks wird aus wirtschaftlichen Gründen stattfinden. Die aktuelle Diskussion um Kraftwerksstilllegungen deutet bereits auf diesen Prozess hin. Die strategische Reserve kann diesen Prozess effizient absichern. Hierfür sind Preisspitzen notwendig, die deutlich über Grenzkostenniveau liegen. Das Risiko einer hohen Preissetzung der strategischen Reserve dient, neben der Finanzierung von Spitzenlastkraftwerken, vor allem dazu Lastmanagementprozesse anzureizen und somit das nachgewiesene Potenzial auf der Nachfrageseite zu flexibilisieren. Daraus folgt zum einen, dass die Preissetzung in I

4 Knappheitssituationen auf Basis des Grenznutzens der Nachfrage basieren kann und zum anderen, dass der Bedarf an Spitzenlastkraftwerken gesenkt wird. Die strategische Reserve kann ebenfalls regional ausgestaltet werden und somit herangezogen werden, um den Zeitraum zur Fertigstellung des Netzausbaus zu überbrücken. Der Energy-only-Markt bietet die Möglichkeiten den aktuellen Herausforderungen zu begegnen. Die steigende Einspeisung volatiler erneuerbarer Energien sendet entsprechende Preissignale, welche zu Investitionen in die passenden Technologien führen. Auf der anderen Seite liefert die EU- Binnenmarktintegration zusätzlichen Wettbewerb und steigert somit die Effizienz des Strommarktes. Dennoch kann es in der Übergangsphase zu zeitweiligen Herausforderungen kommen, die mit Hilfe einer strategischen Reserve effektiv und effizient abgesichert werden können. Um Investitionszurückhaltung zu vermeiden, benötigen potenzielle Investoren einen Ordnungsrahmen innerhalb dessen sie agieren können. Aus diesem Grund könnte Attentismus verhindert werden, durch ein politisches Bekenntnis zum Energy-only-Markt, in dem eine strategische Reserve mit festgeschriebenen Einsatzpreisen als Absicherung dient. II

5 Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung 1 2 Studien- und Annahmenübersicht Definition der Versorgungssicherheit Angebotsseitige Annahmen Nachfrageseitige Annahmen Preissetzung Schlussfolgerungen der Studien Zwischenfazit 6 3 Theoretischer Hintergrund Peak Load Pricing Effekte der EE-Integration Kurzfristige preissenkende Effekte volatiler erneuerbarer Energien Langfristige Anpassung des Kraftwerksparks durch EE Ausbau Preiseffekte bei langfristiger Anpassung der Angebotskurve Erkenntnisse der Theorie zu Effekten der EE-Integration Effekte der EU-Binnenmarktsintegration Operative Effizienzgewinne Investive Effizienzgewinne Erkenntnisse der Theorie zu Effekten der EU-Integration Theoretische Erkenntnisse und Erwartungen an die Marktbeobachtung 19 4 Empirische Untersuchung der Marktsituation Preisentwicklung Erzeugungsmix in Deutschland Auswirkungen des EU Binnenmarktes Auswirkungen der EE-Integration im EU-Binnenmarkt Zwischenfazit: Zeitgleiche EE und EU Integration 29 5 Diskussion typischer Annahmen und Lösungsansätze verschiedener Komponenten Definition der Versorgungssicherheit Regional koordinierte Bewirtschaftung eines größeren Marktgebiets Versorgungssicherheit in kleineren Gebieten Zwischenfazit Versorgungssicherheit Angebotsseitige Annahmen: Fixe Kraftwerkslebensdauer Bandbreite der Annahmen Nachfrageseitige Annahmen Annahmen zur Preissetzung 47

6 5.4.1 Preissetzung auf Basis angebotsseitiger Gebote Preissetzung auf Basis nachfrageseitiger Gebote Schlussfolgerungen 54 6 Kapazitätsmechanismen als Lösungsoption 56 7 Zusammenfassung 61 Literatur 63

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 3.1: Peak-Load-Pricing 8 Abbildung 3.2: Merit Order Effekt 10 Abbildung 3.3: Langfristige Änderungen im Kraftwerkspark 11 Abbildung 3.4: Änderungen des Marktpreises bei Anpassung des Kraftwerksparks 13 Abbildung 3.5: Market Coupling 15 Abbildung 3.6: Auswirkungen von internationalem Handel 16 Abbildung 3.7: Effizienzgewinne durch internationalen Handel 18 Abbildung 4.1: Entwicklung des deutschen Großhandelspreises 21 Abbildung 4.2: Deutsche (links) und französische (rechts) day-ahead Strompreise und Last ( ) 22 Abbildung 4.3: Entwicklung des deutschen Erzeugungsmixes 24 Abbildung 4.4: Preiskonvergenz im deutschen und niederländischen Markt 25 Abbildung 4.5: Abweichungen vom gemeinsamen Preis 27 Abbildung 4.6: Abweichungen in Abhängigkeit von der Einspeisung aus EE Abbildung 5.1: Interkonnektoren zu angrenzenden Marktgebieten (in MW) 32 Abbildung 5.2: Reduktion der Leistungsvorhaltung durch den Netzregelverbund 33 Abbildung 5.3: Regionale Darstellung des Netzregelverbundes 34 Abbildung 5.4: Exemplarische Darstellung des Ausgleichs von Last und residualer Last anhand eines drei-länder Beispiels in Abbildung 5.5: Darstellung der Transportkosten für Importkohle 37 Abbildung 5.6: Erdgasnetz in Deutschland 38 Abbildung 5.7: Entwicklung der Transportkosten für Erdgas 38 Abbildung 5.8: Regionale Darstellung der Thüringer Strombrücke 40 Abbildung 5.9: Annahmen über technische Lebenszeit der Kraftwerke 41 Abbildung 5.10: Zusammensetzung des deutschen Kraftwerksparks 43 Abbildung 5.11: Kraftwerke im Bau und in Planung in Deutschland 44 Abbildung 5.12: Annahmen über die Entwicklung der Nachfrage 46 Abbildung 5.13: Marktpreise in Deutschland, Frankreich und den Niederlanden im Februar Abbildung 5.14: Änderungen des Marktpreises durch Nachfrageflexibilität 50 Abbildung 5.15: Technisches Potenzial der Nachfrageflexibilität 51 Abbildung 6.1: Wirkungsweise der Kapazitätsmechanismen 58

8 1 Einleitung In der aktuellen politischen Diskussion bestehen Unsicherheiten, ob der Strommarkt ausschließlich auf Basis der vergüteten Energie funktionieren kann oder ob zusätzlich die Bereitstellung gesicherter Leistung notwendig ist, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Eine große Anzahl an Studien hat sich in jüngster Vergangenheit mit diesem Thema beschäftigt und die Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen und deren mögliche Ausgestaltung analysiert. Die Motivation dieser Studie liegt darin begründet, dass die Schlussfolgerungen verschiedener Studien zu Kapazitätsmechanismen teilweise auseinandergehen, unter anderem da sie ihre Analysen auf unterschiedliche Annahmen basieren. In der vorliegenden Studie werden diese Annahmen dargestellt, diskutiert und anhand empirischer Beobachtungen bewertet. Viele Studien geben die Integration erneuerbarer Energien (EE) und die EU-Binnenmarkintegration als wesentliche Motivation für Kapazitätsmechanismen an, untersuchen die daraus resultierenden Effekte jedoch nicht adäquat. Aus diesem Grund werden diese beiden aktuellen Herausforderungen des Strommarktes hinsichtlich ihrer Auswirkungen analysiert. Die Einführung eines Kapazitätsmarktes bedeutet einen tiefen regulatorischen Eingriff in den Strommarkt. Die wesentliche Frage ist, ob der Strommarkt in seiniger jetzigen Form versagt, wodurch ein tiefer Regulierungseingriff gerechtfertigt wäre, oder ob die Marktergebnisse auf ein Funktionieren des Marktes hinweisen, wodurch gegebenenfalls kleinere Nachjustierungen die angemessene Reaktion wären. Diese Analyse liefert Einsichten, welche für die Weiterentwicklung des Strommarktdesigns berücksichtigt werden sollten. Einige Annahmen der Studien werden anhand aktueller Entwicklungen auf dem Strommarkt empirisch diskutiert. Darauf aufbauend werden Lösungsoptionen aufgezeigt, die zur Verfügung stehen, wenn von einigen restriktiven Annahmen abstrahiert wird. Diese Lösungsoptionen in Kombination mit den identifizierten Herausforderungen dienen als Basis für die Bewertung der aktuell diskutierten Kapazitätsmechanismen. Die Studie ist folgendermaßen aufgebaut: Zunächst wird im zweiten Kapitel eine Übersicht aktueller Studien, ihrer Annahmen und der daraus resultierenden Schlussfolgerungen aufgezeigt. Das dritte Kapitel stellt grundlegende theoretische Konzepte dar, welche die Basis zum Verständnis aktueller Entwicklungen auf dem Strommarkt bilden. Im vierten Kapitel werden die theoretischen Erklärungen empirischen Marktergebnissen gegenübergestellt, um die Theorie zu verifizieren und damit theoretisch hergeleitete Handlungsoptionen zu rechtfertigen. Das fünfte Kapitel stellt die eingangs diskutierten Annahmen einiger Studien in Bezug zu aktuellen Marktentwicklungen und zeigt auf, welche Lösungsoptionen sich anbieten, wenn von den zur Vereinfachung getroffenen Annahmen abstrahiert wird. Im sechsten Kapitel werden Kapazitätsmechanismen diskutiert und anhand der Handlungsnotwendigkeit und den zur Verfügung stehenden Lösungsoptionen bewertet. Das siebte Kapitel fasst die Erkenntnisse der Studie zusammen und zieht ein Fazit. 1

9 2 Studien- und Annahmenübersicht Eine große Anzahl an Studien untersucht die Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen und liefert mehr oder weniger konkrete Ausgestaltungsvorschläge verschiedener Mechanismen. Die folgenden Studien wurden bei der Erstellung dieses Gutachtens berücksichtigt: Cramton und Ockenfels (05/2011), Auftraggeber: RWE AG Frontier Economics (07/2011), Auftraggeber: RWE AG BET (09/2011), Auftraggeber: Bundesverband Neuer Energieanbieter (BNE) r2b (10/2011 und 03/2012), Auftraggeber: Umweltbundesamt (UBA) LBD-Beratungsgesellschaft mbh (11/2011), Auftraggeber: Umweltministerium des Landes Baden-Württemberg Düsseldorfer Institut für Wettbewerbsökonomie (DICE) (2011), Auftraggeber: RWE AG Consentec (02/2012), Auftraggeber: EnBW AG Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) (03/2012), Auftraggeber: BMWi Die Ergebnisse der Studien bieten eine große Bandbreite an Problemanalysen und Handlungsempfehlungen. Die unterschiedlichen Schlussfolgerungen lassen sich zu großen Teilen auf unterschiedlich gesetzte Annahmen zurückführen. Das vordergründig gemeinsame Ziel dieser Studien ist eine Sicherung der Versorgung mit elektrischer Energie. Dennoch weichen die Definitionen der Versorgungssicherheit teilweise voneinander ab. Ebenso bestehen Unterschiede bei angebotsseitigen und nachfrageseitigen Annahmen. Schließlich bestehen Abweichungen bei der Auffassung der Preissetzung auf Strommärkten. In diesem Kapitel werden die Annahmen der verschiedenen Studien zur Versorgungssicherheit, zu angebots- und nachfrageseitigen Annahmen und zum Verständnis der Preissetzung gegenübergestellt und diskutiert. 2.1 Definition der Versorgungssicherheit Eine der grundlegenden Annahmen für die Schlussfolgerungen der Studien ist die Definition der Versorgungssicherheit. Versorgungssicherheit für den Strommarkt bedeutet, dass sich Angebot und Nachfrage stets entsprechen müssen und es somit nicht zu einer unfreiwilligen Rationaierung kommt. Cramton und Ockenfels (2011), Frontier Economics (2011) und EWI (2012) bezeichnen Versorgungssicherheit als öffentliches Gut. Ein öffentliches Gut ist durch eine Nicht-Ausschließbarkeit der Nutzung und Nicht-Rivalität definiert. Als Begründung könnte angeführt werden, dass aus technischen Gründen mögliche Konsumenten nicht vom Konsum ausgeschlossen werden können. Eine sichere Versorgung mit Strom stünde also entweder allen Nutzern zur Verfügung, oder 2

10 niemandem. Zudem stünden die Nutzer nicht in Konkurrenz zueinander, die gemeinsame Nutzung des Gutes wäre ohne Einschränkung möglich, da es in ausreichendem Maße vorhanden wäre. Eine andere Perspektive liefert r2b (2012), indem sie Versorgungssicherheit als Allmendegut definieren, bei der eine Rivalität zwischen den Nutzern bestehe. Dies bedeutet, dass in Knappheitssituationen nicht alle potenziellen Nutzer dieses Gut konsumieren könnten, da es nur in begrenztem Maße zur Verfügung steht. Insbesondere für leistungsgemessene Verbraucher seien bereits die Voraussetzungen für eine Konsumreduktion gegeben, da sie nur elektrische Energie beziehen würden, wenn ihre Zahlungsbereitschaft höher als der Marktpreis sei. Ob Versorgungssicherheit aus nationaler oder europäischer Perspektive betrachtet wird, ist nach Consentec (2012) von der Politik zu beantworten. Je nachdem wie die Antwort ausfällt, leiten sich andere Konsequenzen ab. Im Falle einer europäischen Perspektive wäre keine zwingende Handlungsnotwendigkeit vorhanden, im Falle einer nationalen Perspektive wäre mittel- bis langfristig eine Handlungsnotwendigkeit vorhanden und es könnten lediglich umfassende Kapazitätsmärkte eine effiziente Lösung darstellen. BET (2011) und EWI (2012) betrachten die nationale Versorgungssicherheit und sehen eine Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen. DICE (2011) sieht diese Thematik vornehmlich auf europäischer Ebene, insbesondere wenn es um die Einführung umfassender Kapazitätsmärkte geht. Sowohl DICE (2011) als auch r2b (2012) sehen jedoch die Möglichkeit auch bei nationaler Perspektive auf die Versorgungssicherheit das Ziel mithilfe einer strategischen Reserve zu erreichen. Die Definition von Versorgungssicherheit als öffentliches Gut in Kombination mit einer nationalen Perspektive lässt die Handlungsnotwendigkeit dringender erscheinen als es die Marktpreise derzeit widerspiegeln, da Importe aus dem EU-Binnenmarkt die Preise senken. Sollte Versorgungssicherheit als öffentliches Gut definiert werden, hätte es die Konsequenz, dass preiselastisches Verhalten vom Markt ausgeschlossen wird, da für die Versorgung gesorgt wäre und alle Konsumenten hierfür zahlen müssten. Wenn eine nationale Perspektive auf die Versorgungssicherheit eingenommen wird, hat dies höhere Kosten durch nationale Überkapazitäten zur Folge, welche selten eingesetzt würden, da in diesen Zeiten Strom üblicherweise importiert wird. Diese Definitionen sollten politisch beantwortet werden, jedoch sollten hierbei die Konsequenzen dieser Definitionen ebenfalls umfänglich betrachtet werden. 2.2 Angebotsseitige Annahmen Für die kurz- bis mittelfristige Perspektive auf die Handlungsnotwendigkeit spielen angebotsseitige Annahmen eine zentrale Rolle. Viele Strommarktmodelle benötigen Annahmen über die technische Lebensdauer eines jeden Kraftwerkstyps, um daraus zukünftigen Investitionsbedarf abzuleiten. In den Modellierungen von BET (2011) und EWI (2012) werden diese fixen Laufzeiten hinterlegt, womit der zukünftige Bedarf für neue Kraftwerke determiniert wird. Consentec (2012) hält die Annahme typischer Nutzungsdauern für eine detailliertere Bewertung der Kraftwerksparkentwicklung grundsätzlich für nur eingeschränkt geeignet. r2b (2012) argumentiert ebenfalls mit möglichen Anreizen für Verlängerungen oder Verkürzungen der Laufzeiten von konventionellen Kraftwerken. 3

11 Die Annahme fixer Laufzeiten von Kraftwerken hilft, um Größenordnungen zukünftiger Investitionsbedürfnisse abzuschätzen. Diese Annahme ist jedoch ein Hilfsmittel. In der Realität spielt vor allem der Strompreis eine entscheidende Rolle bei Überlegungen zu Retrofitmaßnahmen und somit längeren Laufzeiten oder ggf. zu frühzeitigen Stilllegungen, bzw. dem Aufbau einer Kaltreserve. Wenn Knappheiten im Markt bestehen, spiegelt dies der Strompreis wider. Kraftwerksbetreiber werden in diesen Phasen dazu tendieren, ihre Kraftwerke länger laufen zu lassen und reduzieren somit die Handlungsnotwendigkeit. Strommarktmodelle treffen fixe Entscheidungen. In der Realität beeinflusst der Preis die Entscheidungen, indem er entsprechende Anreize setzt. 2.3 Nachfrageseitige Annahmen Die Höhe und die Struktur der Nachfrage haben einen entscheidenden Einfluss auf die Höhe der benötigten Erzeugungskapazitäten. Auf der Nachfrageseite besteht allerdings ebenfalls große Unsicherheit über die zukünftige Entwicklung. Üblicherweise werden Szenarien genutzt um diese Unsicherheiten abzuschätzen. So werden in EWI (2012) drei unterschiedliche Szenarien, mit sinkender, steigender und konstanter Nachfrage berücksichtigt. BET (2011) berechnet neben einem Basisszenario mit konstanter Nachfrage ein Sensitivitätsszenario, in der die Nachfrage entsprechend den Plänen der Bundesregierung bis 2020 um 10% gegenüber 2008 sinkt. Consentec (2012) geht von einer konstanten Nachfrage mit einer ebenfalls konstanten Lastspitze aus. DICE (2011) zitiert in den Berechnungen den System Adequacy Forecast von ENTSO-E, die von einer sinkenden Spitzennachfrage ausgeht. Frontier Economics (2011) bezieht sich ebenfalls auf ENTSO-E, zeigt aber die Ergebnisse von Szenariorechnungen, bei denen zwei eine sinkende und eines eine steigende Nachfrage berücksichtigen. Die Annahme einer festgelegten Spitzenlast determiniert den absoluten Bedarf für gesicherte Leistung. Dieser Bedarf sinkt, wenn Teile der Nachfrage zeitlich verschoben oder reduziert werden können. Die Studien haben unterschiedliche Annahmen ob solches Lastmanagement in Zukunft eingesetzt werden kann. BET (2011) berechnet die Szenarien ohne Lastmanagement. DSM könne zwar in Zukunft einen wertvollen Beitrag zur Austarierung des Systems leisten, jedoch sei ein Einsatz aufgrund der Kurzfristigkeit bisher auf den Regelenergiemarkt beschränkt. EWI (2012) wählt einen ähnlichen Weg, und berechnet den zukünftigen Kapazitätsbedarf ohne Möglichkeit des Lastmanagements. In einem eigenen Kapitel quantifiziert EWI sehr detailliert den Beitrag, den DSM auf dem Strommarkt leisten könnte, stellt aber fest, dass die Potenziale längerfristige niedrige Einspeisung aus erneuerbaren Energien nicht ausgleichen könnten. r2b (2012) nennt ausdrücklich die Möglichkeit einer flexiblen Nachfrage zur Reduktion des Kapazitätsbedarfs, sofern hohe Marktpreise ein solches Verhalten der Verbraucher anreizen. Consentec (2012) erklärt die aktuell niedrige beobachtete Elastizität der Nachfrage mit den bisher niedrigen Strom-Großhandelspreisen, die eine Reaktion der Verbraucher unattraktiv mache. Bei einer höheren Preisvolatilität könnte sich somit auch die Nachfrageelastizität ändern. 4

12 Auch die zusätzlichen Potenziale im Rahmen von Smart Grid Initiativen könnten die Nachfrage flexibilisieren. Cramton und Ockenfels (2011) nennen ausdrücklich Smart Grid Programme und die zukünftige Nutzung von Elektroautos als Möglichkeit, Angebot und Nachfrage flexibel auszugleichen. Frontier Economics (2011) erweitert diese Aussage um den Zusatz, dass bereits ein gewisser Grad an Nachfrageflexibilität in der Industrie und in einigen Haushalten ausreichen könnte, um Stromausfälle zu vermeiden. 2.4 Preissetzung Die Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken hängt vom Strompreisniveau ab. Eine wichtige Annahme ist daher, auf welcher Basis die Strompreise zustande kommen. BET (2011), Consentec (2012) und EWI (2012) basieren ihre Kalkulationen auf den kurzfristigen Grenzkosten der letzten eingesetzten Einheit. Werden nur Grundlastkraftwerke mit niedrigen variablen Kosten eingesetzt, liegt der Strompreis entsprechend geringer als in Stunden, in denen Spitzenlastkraftwerke mit hohen variablen Kosten den Preis setzen. Aufgrund der Annahme einer Grenzkosten-Preissetzung können die Spitzenlastkraftwerke ihre Investitionskosten nicht erwirtschaften. Einige Studien sehen die Möglichkeit, dass die Preise sich von den Grenzkosten abheben. Dies kann in Knappheitssituationen grundsätzlich durch Preissetzung der Nachfrage, Einpreisung von Opportunitätskosten oder Preisaufschläge erklärt werden. Consentec (2012) und EWI (2012) diskutieren qualitativ die Möglichkeit der Preissetzung durch den Grenznutzen der Nachfrage, beziehen diese Option jedoch nicht in die Modellierung mit ein. r2b (2011/2012), DICE (2011) und Cramton/Ockenfels (2011) folgen dieser Argumentation und kommen zu dem Schluss, dass bei ausreichend flexibler Nachfrage kein Bedarf für Kapazitätsmechanismen bestünde. 2.5 Schlussfolgerungen der Studien Auf Basis der genannten Annahmen bewerten die Studien die Funktionsfähigkeit des Strommarktes und den Bedarf für Kapazitätsmechanismen unterschiedlich. Cramton und Ockenfels (2011) betrachten die aktuelle Situation in Deutschland als Übergangsphase, in der insbesondere die politische Unsicherheit die Erneuerung des Kraftwerksparks behindert. Sie empfehlen, erst einmal ein stabiles Marktumfeld zu schaffen, in dem langfristige Entscheidungen unter größerer Sicherheit getroffen werden können. Anschließend sollte möglichen Gründen für ein Marktversagen, wie beispielsweise die unflexible Nachfrage, begegnet werden. Frontier Economics (2011) empfiehlt ebenfalls, Flexibilität in der Nachfrage voranzutreiben. Kurz- und mittelfristig seien die Erzeugungskapazitäten in Deutschland ausreichend für eine sichere Stromversorgung. r2b (2011/2012) argumentiert ebenfalls mit kurzfristiger Unsicherheit, insbesondere nach dem Kernenergieausstieg in 2011, in einem ansonsten weitestgehend funktionierenden Markt. Wie auch Consentec (2012) und DICE (2011) halten sie die Möglichkeiten zukünftiger Marktpreise für ausreichend, um neue Investitionen anzureizen. In Situationen mit knappen Kapazitäten könnten zum einen ausländische Kraftwerke die Versorgung sichern, zum anderen könnten Knappheitspreise 5

13 Nachfragereaktionen anreizen um eine Markträumung zu ermöglichen. Nur im Fall von politisch geforderter nationaler Versorgungssicherheit wären Kapazitätsmechanismen gerechtfertigt. EWI (2012) und BET (2011) ziehen aus den Ergebnissen ihrer auf kurzfristigen Grenzkosten basierenden Modellierung den Schluss, dass der Energy-only Markt nicht ausreichend Investitionsanreize liefert. LBD (2011) analysiert die lokale Situation in Baden-Württemberg. Da die lokalen Kapazitäten nicht ausreichten, um die lokale Versorgung zu sichern, und auch die Margen für neue Kraftwerke zu gering seien, wird der Schluss gezogen, dass Zahlungen für einzelne Kraftwerke in der Region nötig seien, um deren Wirtschaftlichkeit zu gewährleisten. 2.6 Zwischenfazit In diesem Abschnitt wird deutlich, dass die Studien sich in einer Vielzahl von Annahmen unterscheiden und zwangsläufig zu abweichenden Ergebnissen kommen. Die Setzung der Annahmen führt deterministisch zu folgenden Ergebnissen: Nationale Sichtweise auf Versorgungssicherheit führt im europäischen Strommarkt zwangsläufig zu Überkapazitäten, wodurch keine Knappheitspreise auftreten können Fixe Kraftwerkslebensdauer führt zu Knappheiten, obwohl in der Realität ggf. aufgrund von steigenden Strompreisen ein wirtschaftlichen Weiterbetrieb möglich wäre Fixe Nachfragespitze (ohne Lastmanagement) führt zu hohem Kapazitätsbedarf Grenzkostenpreissetzung führt zwangsläufig zu einer Finanzierungslücke Sollten diese Annahmen gesetzt werden, führen die Studienergebnisse zwangsläufig zu einem Handlungsbedarf. Hierbei ist zu beachten, dass diese vereinfachenden Annahmen nicht zwingend etwas mit der heutigen Situation auf dem deutschen Strommarkt zu tun haben, sondern teilweise rein methodischer Natur sind. So schreibt EWI (2012), dass die Sensitivitätsszenarien, in denen die angenommenen Spitzenlasten um plus/minus 10 GW schwanken nicht zu wesentlichen Änderungen der Deckungsbeiträge führen, mit Ausnahme sinkender Deckungsbeiträge für GuD-Kraftwerke bei sinkender Nachfrage. Dies kann als Hinweis verstanden werden, dass bei der angewandten Methodik Deckungsbeiträge per Definition nicht ausreichen können. Die häufig diskutierten Treiber des Handlungsbedarfs, die Einspeisung erneuerbarer Energien und der EU-Binnenmarkt, spielen keinerlei Rolle bei den abgeleiteten Ergebnissen. Die aus Vereinfachungsgründen getroffenen Annahmen der fixen Kraftwerkslebensdauer, der inflexiblen Nachfrage und der Grenzkostenpreissetzung führen deterministisch in jedem Markt für den sie getroffen werden zu den gleichen Ergebnissen. Insofern ist zu hinterfragen, ob diese Annahmen auf den deutschen Strommarkt zutreffen und somit die Setzung dieser Annahmen verifiziert werden kann, oder ob diese Annahmen der Vereinfachung der Analysen dienen und bei einer Abstraktion von den Annahmen die Handlungsempfehlungen ggf. anders ausfallen würden. 6

14 Aus diesem Grund werden in Kapitel 5 diese Annahmen anhand aktueller Entwicklungen diskutiert. Zuvor wird jedoch eine theoretische Einführung der Effekte aktueller Trends, mit Fokus auf die Integration erneuerbarer Energien und des EU-Binnenmarktes, geliefert, welche im Anschluss in Kapitel 4 empirisch überprüft werden. Dies dient dem Erkenntnisgewinn, ob die aktuelle Marktsituation aus der Theorie erklärbar ist und somit theoretisch abgeleitete Lösungsvorschläge Antworten liefern können oder ob der Markt versagt und regulatorisch eingegriffen werden sollte. 7

15 3 Theoretischer Hintergrund In diesem Abschnitt wird das theoretische Fundament für die spätere empirische Analyse gelegt. Die Marktergebnisse basieren auf Zusammenhängen, die im Folgenden dargestellt werden. Dies beinhaltet die Preissetzung auf dem Strommarkt, die kurz- und langfristigen Effekte der EE- Integration und die ökonomischen Effekte des zusammenwachsenden EU-Binnenmarktes. 3.1 Peak Load Pricing Eine wesentliche Eigenschaft des Gutes Strom ist die Nichtspeicherbarkeit in ökonomisch relevanten Mengen. Diese Eigenschaft gibt es auch in anderen Märkten, in denen beispielsweise zeitrelevante Services angeboten werden. Als vergleichbare Beispiele gelten Hotelübernachtungen, Mietwagen und Flugreisen. In Zeiten geringer Nachfrage orientieren sich die Preise an den variablen Kosten, wie bspw. Brennstoff-, Treibstoff- oder CO2 Kosten. Diese Preise sind jedoch nicht in der Lage die fixen Kosten, wie z.b. Investitionskosten, zu decken. Aus diesem Grund lässt sich beobachten, dass in Zeiten einer hohen Nachfrage, bei Messeveranstaltungen in einer Stadt oder Reisen zu Urlaubszeiten, die Preise zum Teil deutlich über den variablen Kosten liegen (Cramton, 2004, Ockenfels, 2008). Es steht beispielsweise jedem Konsumenten frei direkt vor dem Antritt einer Flugreise das Ticket am Schalter zu kaufen. Da jedoch das Risiko sehr hoch ist einen hohen Knappheitspreis zu zahlen, sichern sich die meisten Fluggäste günstigere Preise für zukünftige Reisen indem sie ihre flexible Konsummöglichkeit einschränken und sich auf einen speziellen Flug frühzeitig festlegen (Buschnell, et al., 2009). Diese Preisunterschiede lassen sich mit dem Peak-load-pricing Modell erklären. In Abbildung 3.1 wird dieses Modell für den Strommarkt dargestellt. Abbildung 3.1: /MWh Peak-Load-Pricing Preisspitzen = Deckungsbeiträge für Spitzenlastund Grundlastkraftwerke Deckungsbeiträge für Grundlastkraftwerke Preisdauerlinie Zeit Quelle: Eigene Darstellung. 8

16 In Abbildung 3.1 ist eine Preisdauerlinie mit zwei Technologien dargestellt. Die zusätzliche dritte Stufe entspricht den Preisspitzen. Die erste Stufe entspricht den variablen Kosten eines Gundlastkraftwerks. Diese Technologie setzt in Zeiten mit geringer Nachfrage auf Basis der variablen Kosten den Preis. Zu diesen Zeiten fallen keinerlei Deckungsbeiträge an. Die zweite Stufe entspricht den variablen Kosten eines Spitzenlastkraftwerks. Diese Technologie setzt den Preis ebenfalls auf Basis der variablen Kosten, welche jedoch höher sind als bei Grundlastkraftwerken. Da Strommärkte üblicherweise eine Einheitspreisauktion anwenden, also alle Erzeuger den gleichen Preis erhalten, fallen zu diesen Zeiten Deckungsbeiträge für Grundlastkraftwerke an, wodurch ein Teil der fixen Kosten gedeckt werden kann. Die Spitzen-lastkraftwerke erzielen keine Deckungsbeiträge, da der Preis nur ihre variablen Kosten deckt. Die dritte Stufe entspricht Preisspitzen, welche beispielsweise durch Gebote der Nachfrageseite, durch Einpreisung von Opportunitätskosten oder durch Preisaufschläge (sogenannte Mark-ups) zustande kommen. In diesen Zeiten erwirtschaften Spitzenlastkraftwerke ihre vollständigen Deckungsbeiträge und Grundlastkraftwerke den restlichen Anteil ihrer fixen Kosten. Das Peak-load-pricing Modell erklärt folglich, dass ein Preis über den variablen Kosten nicht mit Marktmachtmissbrauch gleichzusetzen ist, sondern für ein langfristiges Gleichgewicht nötig ist, um Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. In der energieökonomischen Literatur kommt dabei der Nachfrage eine besondere Rolle zu, da sie in Spitzenlastsituationen mit dem Value of Lost Load (VOLL) den Preis setzen kann. Dies bedeutet, dass in einigen Stunden des Jahres mit sehr hohen Preisen die Nachfrage reduziert wird. 1 Durch diese Preisspitzen refinanzieren die Spitzenlastkraftwerke ihre Investitionskosten. Das Gleichgewichtsergebnis des Peak-load-Pricing Modells mit einer Einheitspreisauktion ist, dass in der kurzen Frist stets die Kraftwerke mit den günstigsten Erzeugungskosten Strom produzieren und somit ein effizienter Kraftwerksbetrieb gewährleistet ist, und in der langen Frist ein optimaler Kraftwerksmix angereizt wird. Das bedeutet, dass sich die kostengünstigste Kombination der verschiedenen Kraftwerkstypen auf Basis der Verhältnisse von fixen und variablen Kosten einstellt. Innerhalb des Energy-only-Marktes ist es somit möglich, die angemessen Preissignale zu senden welche zum einen ausreichend Grundlastkraftwerke mit sehr hohen Volllaststunden finanzieren und gleichzeitig ausreichend Spitzenlastkraftwerke vorzuhalten, welche in verhältnismäßig wenigen Stunden des Jahres laufen und sich über Preisspitzen refinanzieren. Diese Theorie leitet sich aus der Nichtspeicherbarkeit des Stroms ab in Kombination mit der technischen Anforderung, dass sich Angebot und Nachfrage stets entsprechen müssen. 1 Der für die Anreizregulierung kalkulierte VOLL in Deutschland beträgt im Mittel EUR/MWh. Für Industrie/Gewerbe: EUR/MWh und für private Haushalte: EUR/MWh (BNetzA, 2010). 9

17 3.2 Effekte der EE-Integration Die beschriebenen Effekte des Peak-load-pricing Modells bilden ebenfalls die Grundlage für die Erläuterung der EE-Integrationseffekte. Eine wesentliche Eigenschaft der volatilen EE ist die Dargebotsabhängigkeit mit der verschwindend geringe variable Kosten einhergehen. Zudem basiert die Erzeugung auf einer gemeinsamen Primärenergiequelle. In anderen Worten, wenn es windig ist, ist es häufig an mehreren Orten windig und wenn es sonnig ist, trifft dies ebenfalls an mehreren Orten zu. Aus diesem Grund beeinflussen variable EE in der kurzen Frist die Stromgroßhandelspreise. In der langen Frist hat die Preisstruktur Auswirkungen auf das Investitionsverhalten Kurzfristige preissenkende Effekte volatiler erneuerbarer Energien Die volatilen EE gehen mit vernachlässigbaren variablen Kosten einher, weswegen sie am Anfang der Angebotskurve (Merit-Order) stehen. Das EEG schreibt zudem fest, dass EE einen Einspeisevorrang haben, daher wird häufig die Residualperspektive verwendet. Das bedeutet es wird lediglich die Nachfrage betrachtet, welche vom konventionellen Teil des Strommarktes gedeckt werden muss. Im Wesentlichen bedeutet es, dass die EE-Einspeisung von der stündlichen Nachfrage abgezogen wird, wodurch sich die jeweilige residuale Nachfrage bildet. Eine hohe EE Einspeisung reduziert folglich die residuale Nachfrage. Aufgrund eines inzwischen signifikanten Anteils volatiler EE werden häufig zeitgleich große Mengen eingespeist. Dies hat zur Folge, dass sich zu diesen Stunden niedrigere Preise an der Strombörse einstellen. Dieser Zusammenhang ist in Abbildung 3.2 dargestellt. Abbildung 3.2: Merit Order Effekt Residuale /MWh Nachfrage /MWh Nachfrage Nachfrage P1 Angebot Wind Angebot P2 GW GW Quelle: Eigene Darstellung. Auf der linken Seite von Abbildung 3.2 trifft eine verhältnismäßig hohe Nachfrage auf das obere Ende der Angebotskurve, wodurch sich der hohe Preis P1 einstellt. 10

18 Auf der rechten Seite ist die gleiche ursprüngliche Nachfrage dargestellt, jedoch verschiebt eine hohe Windeinspeisung die residuale Nachfrage bis zu einem Bereich der Merit-Order, in dem ein günstigeres Kraftwerk den Preis P2 setzt. In Extremsituationen kann der Einspeisevorrang in Kombination mit einer nicht vollständig elastischen Angebotskurve sogar zu negativen Strompreisen führen (siehe Nicolosi, 2012). Diese kurzfristigen Preisreaktionen haben in der langen Frist Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der verschiedenen Kraftwerkstypen. Aus diesem Grund wird im folgenden Abschnitt auf die investive Perspektive der EE-Integration eingegangen Langfristige Anpassung des Kraftwerksparks durch EE Ausbau Auf Basis der beschriebenen kurzfristigen Preiseffekte sehen sich die Kraftwerksbetreiber einer anderen Ertragssituation ausgesetzt als in einem Markt ohne EE. Da der EE-Preiseffekt auf der veränderten residualen Nachfragestruktur basiert, lassen sich langfristige Investitions- und Stilllegungseffekte aus einer Fundamentalbetrachtung ableiten. Abbildung 3.3 stellt dar, wie sich ein optimaler Kraftwerksmix bei unterschiedlichen EE- Durchdringungen einstellt. Abbildung 3.3: Langfristige Änderungen im Kraftwerkspark Kosten [ /kw a ] Grundlasttechnologie Mittellasttechnologie Spitzenlasttechnologie Zeit [h] % 2% 4% 6% 7% 9% 11% 13% 15% 17% 19% 20% 22% 24% 26% 28% 30% 32% 34% 35% 37% 39% 41% 43% 45% 47% 48% 50% 52% 54% 56% 58% 60% 61% 63% 65% 67% 69% 71% 73% 74% 76% 78% 80% 82% 84% 86% 87% 89% 91% 93% 95% 97% 99% Last [GW] Verfügbare konventionelle Kraftwerksleistung Spitzenlasttechnologie Ohne EE 20% EE 40% EE Verschiebung der residualen Mittellasttechnologie Grundlasttechnologie höherer EE-Einspeisung 0 Lastdauerlinie aufgrund Zeit [h] 8760 Ohne EE 20% EE 40% EE Quelle: Eigene Darstellung, siehe Nabe (2006), Wissen und Nicolosi (2008) und Nicolosi (2012). 11

19 Der Quadrant oben links stellt Vollkostenkurven verschiedener Kraftwerkstechnologien. Auf der y-achse sind die annuitätischen Kosten abgetragen. Mit der Laufzeit steigen die Gesamtkosten aufgrund der kumulierten variablen Kosten an (x-achse). Die Spitzenlasttechnologie zeichnet sich durch niedrige fixe und durch hohe variable Kosten aus. Dies ist an dem niedrigen Startpunkt und dem steilen Anstieg der Kostenkurve zu erkennen. Die Mittellasttechnologie hat höhere fixe und geringere variable Kosten. Die Grundlasttechnologie zeichnet sich durch die höchsten fixen Kosten aus. Dafür sind die variablen Kosten relativ gering. Aus diesem Grund lohnen sich Grundlastkraftwerke nur bei sehr hohen Volllaststunden. Die Schnittpunkte zwischen den Kurven markieren die Auslastungen, bei denen ein anderer Kraftwerkstyp die effiziente Wahl ist. Unten links sind Lastdauerlinien dargestellt. Sie starten mit der Jahreshöchstlast auf der y- Achse und sinken mit der Zeit zur Mindestlast. Es sind drei verschiedene Lastdauerlinien dargestellt. Eine reine Lastdauerlinie der jährlichen Nachfrage, eine residuale Lastdauerlinie mit 20% EE-Durchdringung und eine weitere residuale Lastdauerlinie mit 40% EE- Durchdringung. Wesentliche Eigenschaften der residualen Lastdauerlinien sind, dass mit zunehmender EE-Durchdringung die Spitzenlast lediglich leicht sinkt und die Steigung abnimmt. Rechts unten ist die resultierende verfügbare konventionelle Leistung dargestellt, welche sich je nach EE-Durchdringung unterscheidet. Der Kraftwerksmix in einem Markt ohne EE zeichnet sich durch einen relativ hohen Anteil an Grundlastkraftwerken aus. Je stärker der EE-Anteil steigt, desto kleiner wird der Grundlastanteil und je größer werden die Mittel- und Spitzenlastanteile. Diese Entwicklung ist ein direktes Resultat der relativ geringen Reduktion der Spitzenlast und der steileren residualen Lastdauerlinien. Die fundamentalen Treiber der Kosten- und Laststruktur führen dazu, dass sich ein effizienter Kraftwerksmix einstellt. Steigt der EE-Anteil, werden Investitionen in Grundlastkraftwerke weniger attraktiv. Stattdessen wird in Kraftwerkstypen investiert, die bei einer geringeren Auslastung wirtschaftlich sind Preiseffekte bei langfristiger Anpassung der Angebotskurve Diese im vorherigen Anschnitt beschriebene Anpassung des Kraftwerksparks spiegelt die Perspektive eines langfristigen Gleichgewichts wider. Der Kraftwerkspark passt sich jedoch nicht sofort an, sondern im Zeitverlauf, sobald Investitions- und Stilllegungsentscheidungen relevant werden. Wenn die EE-Durchdringung schneller ansteigt als sich der Kraftwerkspark erneuert, kann es vorübergehend zu Ungleichgewichten kommen. Dieses vorübergehende Ungleichgewicht hat Auswirkungen auf die Preissetzung. Abbildung 3.4 stellt diese Preissetzung bei einem nicht optimal angepassten Kraftwerksparks anhand des vereinfachten statischen Merit-Order Modells dar. 12

20 Abbildung 3.4: Änderungen des Marktpreises bei Anpassung des Kraftwerksparks Ohne Anpassung des Kraftwerksparks Mit Anpassung des Kraftwerksparks /MWh Nachfrage /MWh Nachfrage Angebot P2 Angebot P1 GW GW Quelle: Eigene Darstellung. Das linke Bild in Abbildung 3.4 stellt eine spezifische Nachfragesituation in einem unangepassten Kraftwerkspark dar. Die Merit-Order des Kraftwerksparks zeichnet sich durch einen verhältnismäßig großen Anteil an Grund- und Mittellastkraftwerken aus. Obwohl die Nachfrage recht hoch ist, z.b. weil in dieser Situation nur wenig erneuerbarer Strom eingespeist wird, deckt ein Mittellastkraftwerk die Nachfrage und setzt den Preis auf einem moderaten Niveau. Das rechte Bild stellt die exakt gleiche Nachfragesituation dar, jedoch in einem angepassten Kraftwerkspark. Dieser zeichnet sich durch einen geringeren Anteil an Grund- und Mittellastkraftwerken aus und einen größeren Anteil an Spitzenlastkraftwerken (wie in Abschnitt beschrieben). Aus diesem Grund setzt bei hoher Nachfrage ein Spitzenlastkraftwerk den Preis, was die Ertragssituation zumindest für die Grund- und Mittellastkraftwerke verbessert. 2 Die Preissetzung in einem nicht optimal angepassten Kraftwerkspark bei stark steigender EE- Durchdringung liegt unter dem langfristig notwendigen Preisniveau. Aus diesem Grund gibt es Phasen mit niedrigem Preisniveau, die Notwendig sind um unwirtschaftliche Kraftwerke sillzulegen. Jedoch kann es dazu kommen, dass in der Übergangsphase zuerst Spitzenlastkraftwerke unrentabel werden, bevor Grundlastkraftwerke stillgelegt werden. Erst im Anschluss signalisiert der Markt zusätzlichen Kapazitätsbedarf durch Knappheitspreise, welche zu Investitionen in Spitzenlastkraftwerke führen sollten. Dieser Prozess korrigiert das Preisniveau im Zeitverlauf. Dennoch wird deutlich, dass dieser Übergangsprozess mit niedrigen und hohen Preisphasen einhergeht. Diese Preissignale senden jeweils die Information eines Kapazitätsüberangebots oder knapper Kapazitäten. Die Herausforderung liegt darin, sicherzustellen, dass dieser Übergangsprozess nicht zu ausbleibenden Markträumungen führt, sondern dass die Markträumung gewährleistet wird. In diesen ggf. extremen Phasen sollte der Strommarkt in der Lage sein, adäquate Preissignale zu senden, welche den jeweiligen Bedarf widerspiegeln. 2 Die Ertragssituation für Spitzenlastkraftwerke wird im Abschnitt 5.4 und im Kapitel 6 diskutiert. 13

21 3.2.4 Erkenntnisse der Theorie zu Effekten der EE-Integration In der kurzen Frist senkt eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energie den Großhandelsstrompreis. In der langen Frist passt sich der Kraftwerksmix an. Bei hohem EE Anteil hat ein effizienter Kraftwerksmix einen geringeren Grundlastanteil und höheren Spitzenlastanteil. Es kann jedoch im Zeitverlauf die Herausforderung geben, dass der EE-Anteil schneller steigt als sich der Kraftwerkspark anpassen kann. In diesem Fall basiert die Preissetzung zu häufig auf Grund- und Mittellastkraftwerken und zu wenig auf Spitzenlastkraftwerken und Preisspitzen. In der langen Frist passt sich der Kraftwerkspark jedoch an, so dass die Preissetzung auf einem optimalen Kraftwerkspark basiert. Dennoch besteht die Gefahr, dass aufgrund des zyklischen Investitionsverhaltens zeitweilig hohe und niedrige Preisphasen auftreten. Für diesen Fall ist es wichtig eine robuste Markträumungsmöglichkeit zu gewährleisten. 3.3 Effekte der EU-Binnenmarktsintegration Die Schaffung des EU Binnenmarktes ist ein politisches Ziel seit den Anfängen des Liberalisierungsprozesses (EU Richtlinie 96/92/EG). Durch den internationalen Wettbewerb soll ein effizientes Versorgungssystem geschaffen werden, welches eine kostengünstige Stromversorgung für alle Stromkunden ermöglicht. Darüber hinaus wird mit der Stärkung des EU-Binnenmarktes das Ziel verfolgt, die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Im Zuge des Florenz-Prozesses wurde eine Vorgehensweise herausgearbeitet, welche mit dem dritten Binnenmarktpaket (EU Richtlinie 2009/72/EG) den Startpunkt der Implementierung gefunden hat. In diesem Zuge wurde die europäische Regulierungsbehörde ACER gegründet, welche in Kooperation und Koordination mit ENTSO-E einen Zeitplan für die Fertigstellung des sogenannten Target Models erarbeitet hat. Das Ziel ist ein europaweiter wettbewerblicher Strommarkt um niedrige Preise, höhere Versorgungssicherheit und eine Reduzierung des Marktmachtpotenzials zu gewährleisten. Seit dem 10. November 2010 sind die Stromspotmärkt von Belgien, Niederlande, Luxemburg, Frankreich und Deutschland / Österreich gekoppelt. Diese Marktkopplung bezieht darüber hinaus die Stromspotmärkte Nordeuropas ein. Hier werden über Deutschland / Österreich die Länder Norwegen, Schweden, Dänemark und Finnland integriert. Bis zum Jahr 2014 sollen die Day-ahead und Intraday Märkte mit einer europaweiten impliziten Marktkopplung implementiert sein. Darauf aufbauend sollen ebenfalls die Regelmärkte integriert werden. Derzeit ist der Central Western Europe (CWE) Day-ahead Markt implizit gekoppelt. Dies erfordert eine enge Kooperation des Strombörsen Epex Spot, APX-Endex und Belpex, sowie zwischen den jeweiligen Übertragungsnetzbetreibern. Die Kopplung zum Nordpool Markt erfolgt noch über ein firm volume coupling (durch das EMCC Auktionsbüro), welches jedoch in naher Zukunft ebenfalls durch eine implizite Marktkopplung abgelöst werden soll. Abbildung 3.5 stellt die aktuelle Marktauflösung dar. 14

22 Abbildung 3.5: Market Coupling Quelle: EPEX. Zusätzlich zu den Day-ahead Märkten sind die Intradaymärkte zwischen Deutschland und Frankreich bereits seit Dezember 2010 implizit gekoppelt. Die höhere Liquidität spielt insbesondere kurz vor physikalischer Erfüllung eine signifikante Rolle. Die Ausweitung des Marktgebietes hat sowohl operative als auch investive Effizienzgewinne zur Folge. Diese werden in den folgenden Abschnitten erläutert Operative Effizienzgewinne Die implizite Marktkopplung bedeutet, dass die Interkonnektorkapazitäten ein Bestandteil des Lösungsalgorithmus ist und als Nebenbedingung zur Markträumung beiträgt. Bisher wurden in der Regel explizite Auktionen für die Vergabe der Interkonnektorkapazitäten genutzt. In expliziten Auktionen werden die Übertragungskapazitäten vor der Auktion des Strommarktes separat versteigert. Der Nachteil der expliziten Auktion ist, dass das Preisdelta des Strommarktergebnisses den gebuchten Interkonnektorflüssen entgegenstehen kann. Da somit die zur Verfügung stehenden Übertragungskapazitäten nicht sinnvoll genutzt werden, kann das Marktergebnis ineffizient sein und somit höhere Kosten für Konsumenten bedeuten. Ein weiterer Bestandteil des Target Models ist die Umstellung auf flussbasierte Berechnungsmethoden für die Interkonnektorkapazitäten. Bisher wurden Net-Transfer-Capacities (NTCs) genutzt, die unter Umständen eine nicht optimale Begrenzung der Übertragungskapazität zur Folge haben können. Mit flussbasierten Berechnungsmethoden besteht die Möglichkeit, die Interkonnektoren optimal auszunutzen, da eine genauere Berechnung der Übertragungskapazitäten ermöglicht wird. 15

23 Die Kombination aus impliziten Auktionen und flussbasierten Berechnungsmethoden der Übertragungskapazität führt zu einer effizienten Nutzung der Interkonnektoren. Im Marktgeschehen wirkt dieser Effekt wie eine Ausweitung der Übertragungskapazität. Anhand eines einfachen Beispiels wird in Abbildung 3.6 beschrieben, warum Effizienzgewinne anfallen. Abbildung 3.6: /MWh Auswirkungen von internationalem Handel Niedrigpreisland Hochpreisland Nachfrage Erzeugung /MWh Erzeugung Nachfrage Angebot P2 P1 Angebot P1 Neuer Systempreis Urspr. Preisdelta Erhöhung der Brennstoffkosten Reduktion der Brennstoffkosten Export Import Zusätzliche Produzentenrente = reduzierte Konsumentenrente Zusätzliche Konsumentenrente = reduzierte Produzentenrente Quelle: Eigene Darstellung. Verschiebung der Brennstoffkosten Reduktion der Brennstoffkosten = Effizienzgewinn In den beiden Bildern in Abbildung 3.6 wird im Schnittpunkt der Angebots- und der Nachfragekurve das jeweilige Marktergebnis ohne Übertragungskapazitäten dargestellt. Auf der linken Seite stellt sich im Niedrigpreisland der Preis P1 ein. Auf der rechten Seite im Hochpreisland stellt sich der höhere Preis P1 ein. Dieses Preisdelta deutet auf potentielle Effizienzgewinne durch Handel hin. Der Handel führt dazu, dass im Niedrigpreisland die Erzeugung aufgrund niedrigerer Kosten ausgeweitet und exportiert wird, so dass die Erzeugung nun die nationale Nachfrage übersteigt. Im Hochpreisland ist das Gegenteil der Fall. Der Import deckt nun einen Teil der Nachfrage, wodurch die inländische Erzeugung nun unter der nationalen Nachfrage liegt und hohe Erzeugungskosten eingespart werden können. Als Marktergebnis stellt sich nun der Systempreis P2 ein, da angenommen wird, dass die Übertragungskapazitäten ausreichend dimensioniert sind, um den optimalen Austausch zu ermöglichen. Es wird ersichtlich, dass sich im Niedrigpreisland nun ein höherer Preis einstellt und im Hochpreisland ein niedrigerer Preis. Zwischen diesen Ländern kommt es demnach in dieser Stunde zu Verteilungswirkungen. 16

24 Zusätzlich kommt es innerhalb der Länder zu diesem Zeitpunkt zu Umverteilungen. Im Niedrigpreisland gibt es nun eine Ausweitung des Angebots und höhere Preise. Als Folge steigt die Produzentenrente und die Konsumentenrente reduziert sich. Im Hochpreisland ist der gegenteilige Effekt zu beobachten. Hier kommt es zu einer Reduktion der Produzentenrente, was dazu führen kann, dass die Deckungsbeiträge für einige Erzeugungsanlagen nicht mehr ausreichen. Der operative Effizienzgewinn kommt durch die Einsparung teurer Erzeugungskosten im Hochpreisland zustande. Die Möglichkeit des Handels hat somit das Potenzial die operativen Systemkosten zu reduzieren und somit günstigere Kosten für die Kunden zu ermöglichen. Es gilt zu beachten, dass die beschriebene Situation in Abbildung 3.6 eine statische Perspektive darstellt. Dieser Effekt tritt potenziell in jeder Stunde auf. Das bedeutet, dass sich auch ein Effizienzgewinn durch den Handel zwischen Ländern einstellen kann, wenn sie einen exakt identischen Kraftwerkspark haben, jedoch die Nachfragestrukturen nicht exakt korreliert sind. Die Korrelation nimmt tendenziell ab, wenn volatile EE die residuale Nachfragestruktur beeinflussen. Wie beschrieben kommt auch zu Verteilungswirkungen in den jeweiligen Stunden. Kunden in einigen Ländern profitieren von diesen Austauschmöglichkeiten, während Kunden in anderen Ländern höheren Preisen ausgesetzt sind. Diese Verteilungswirkungen gelten ebenso für Produzenten. Einige Produzenten werden einer Situation ausgesetzt, in der sie nicht mehr die nötigen Deckungsbeiträge erwirtschaften. Die Folge sind Anpassungen des Investitions- und Stilllegungsverhaltens. Aus diesem Grund beschäftigt sich der folgende Abschnitt mit den möglichen investiven Effizienzgewinnen Investive Effizienzgewinne Zusätzlich zu den beschriebenen operativen Effizienzgewinnen gibt es investive Effizienzgewinne bei der Nutzung größerer Marktgebiete. Im vorherigen Abschnitt wurde beschrieben, dass in einem Hochpreisland die Nachfragespitzen ebenfalls durch Importe gedeckt werden können. Die Kraftwerke, die für diese seltenen Lastspitzen vorgehalten werden, haben folglich eine geringere Auslastung. Da sich die Nachfragestrukturen und die EE-Einspeisestrukturen über größere Flächen tendenziell ausgleichen, kann ebenfalls der benötigte Kraftwerkspark ggf. geringer ausfallen. Abbildung 3.7 stellt diese Effekte dar. 17