Notwendigkeit und Gestaltungsoptionen von Kapazitätsmechanismen in der deutschen Elektrizitätswirtschaft

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1 Notwendigkeit und Gestaltungsoptionen von Kapazitätsmechanismen in der deutschen Elektrizitätswirtschaft Ninghong Sun (IER), Heike Brand (IER), Simon Remppis (IFK), Marc Brunner (IEH) Universität Stuttgart September 2013

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3 Universität Stuttgart IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Notwendigkeit und Gestaltungsoptionen von Kapazitätsmechanismen in der deutschen Elektrizitätswirtschaft. Gefördert durch: Ninghong Sun (IER) Heike Brand (IER) Simon Remppis (IFK) Marc Brunner (IEH) Zentrum für Energieforschung Stuttgart Stuttgart, September 2013

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5 Inhaltsverzeichnis 1. Einleitung Übersicht zu Kapazitätsmechanismen Das Missing-Money -Problem an Energy-Only -Märkten Charakterisierung der Kapazitätsmechanismen Mögliche Einteilung von Kapazitätsmechanismen Zusätzliche Vergütung nach Energiemengen Kapazitätszahlungen Kapazitätsmärkte Beurteilung der Kapazitätsmechanismen Ausgewählte Studien in Deutschland Kurzanalyse der deutschen Elektrizitätswirtschaft Elektrizitätsmarkt in Deutschland Gewährleistung der Systemzuverlässigkeit Notwendigkeit disponibler Kraftwerkskapazitäten für die Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs Bestehende Märkte und Vergütungsmodelle für Systemdienstleistungen Beitrag der Wärmeerzeugung zur elektrischen Systemzuverlässigkeit Berücksichtigung der Systemzuverlässigkeit bei der Gestaltung von Kapazitätsmarktmechanismen Zukünftige Entwicklung der Erzeugungsstruktur Rahmenannahmen Basisszenario Vergleichsszenarien Zukünftige Entwicklung der Elektrizitätspreise Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen in Deutschland Das Missing-Money-Problem der Erzeugungsanlagen Erste Kostenabschätzungen für mögliche Kapazitätsmechanismen Zusammenfassung A. Anhang: Kurzbeschreibung des Elektrizitätsmarktmodells i

6 Literaturverzeichnis ii

7 Abbildungsverzeichnis Abbildung 2.1: Vereinfachte Darstellung der Funktionsweise an Energy-Only-Märkten... 4 Abbildung 2.2: Nachfragefunktion für Reserveleistung Abbildung 2.3: Knappheitspreisverfahren Abbildung 2.4: Kapazitätspreisfunktion für die Kapazitätszahlung in Spanien Abbildung 2.5: Änderung des Marktpreises bei niedriger Preiselastizität der Nachfrage Abbildung 2.6: Änderung des Marktpreises bei Anwendung einer absteigenden Nachfragekurve Abbildung 2.7: Konstruktion der Nachfragekurve für den Spothandel am NYISO- Kapazitätsmarkt Abbildung 2.8: Konstruktion der Nachfragekurve für den Spothandel am NYISO- Kapazitätsmarkt Abbildung 3.1: Häufige Netzengpässe im Deutschen Übertragungsnetz Abbildung 3.2: Knoten-Zweig-Sensitivitäten für häufig engpassbehaftete Verbindungen im deutschen Übertragungsnetz Abbildung 3.3: Maximale Netzlast (stündlicher Mittelwert) je Monat in Abbildung 3.4: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Basisszenario EE Abbildung 3.5: Kraftwerkspark im Basisszenario EE Abbildung 3.6: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Basisszenario EE Abbildung 3.7: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Szenario EE80_Shedding Abbildung 3.8: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Szenario EE Abbildung 3.9: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Szenario EE80_Shedding Abbildung 3.10: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Szenario EE Abbildung 4.1: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE Abbildung 4.2: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE80_Shedding Abbildung 4.3: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE Abbildung 4.4: Spezifische Gewinne der Bestandkraftwerke im Szenario EE Abbildung 4.5: Spezifische Gewinne der Bestandkraftwerke im Szenario EE80_Shedding iii

8 Abbildung 4.6: Spezifische Gewinne der Bestandskraftwerke im Szenario EE Abbildung 4.7: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE80 durch das Knappheitspreisverfahren Abbildung 4.8: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE80_Shedding durch das Knappheitspreisverfahren Abbildung 4.9: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE60 durch das Knappheitspreisverfahren Abbildung 4.10: Gesamte zusätzliche Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise im Betrachtungszeitraum 2010 bis Abbildung 4.11: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE Abbildung 4.12: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE80_Shedding Abbildung 4.13: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE Abbildung A.1: Übersicht des Modellaufbaus Abbildung A.2: Konstruktion der Typstunden iv

9 Tabellenverzeichnis Tabelle 2.1: Übersicht der Handelsarten und der Handelsprodukte für Sommer am NYISO-Kapazitätsmarkt (Spees und Newell 2010) Tabelle 2.2: Auktionstermine am PJM-Kapazitätsmarkt für die Lieferperiode 2016/ Tabelle 2.3: Zusammenfassung der Vorschläge zu Kapazitätsmechanismen in Deutschland Tabelle 3.1: Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland [TWh] Tabelle 3.2: Entwicklung der Energieträgerpreise frei Kraftwerk [ 2010 /MWh th ] Tabelle 3.3: Entwicklung der CO 2 -Zertifikatepreise [ 2010 /tco 2 ] Tabelle 3.4: Betrachtete Szenarien Tabelle 3.5 Entwicklung der jährlichen Elektrizitätspreise am Großhandelsmarkt [ 2010 /MWh] v

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11 1. Einleitung Mit der Liberalisierung im Jahr 1998 wurde der deutsche Elektrizitätsmarkt schrittweise geöffnet. Zuvor hatten die wenigen Energieversorgungsunternehmen (EVU) alle wesentlichen Funktionen der Elektrizitätsversorgung von der Erzeugung und der Übertragung bis zur Verteilung und dem Vertrieb von elektrischer Energie inne. Im Rahmen der Marktliberalisierung wurden diese vertikal integrierten Funktionen voneinander getrennt. Insbesondere durch die Entflechtung der Netze sollte ein wirksamer Wettbewerb bei der Elektrizitätserzeugung und dem Elektrizitätsvertrieb eingeführt werden. Einen wesentlichen Schritt stellte dabei die Etablierung von Elektrizitätshandelsmärkten dar, auf denen die Elektrizität zu einem einheitlichen und wettbewerblichen Preis gekauft und verkauft wird. Die für eine lange Zeit existierende Preisbildung auf der Basis von Vollkosten wurde dadurch abgeschafft. Damit war eine Übertragung der durch Fehlentscheidungen verursachten zusätzlichen Kosten auf die Endverbraucher nicht mehr möglich. Diese Veränderung sollte die Kraftwerksbetreiber dazu motivieren, sich möglichst kosteneffizient bei Investitionen und dem Betrieb von Erzeugungsanlagen zu verhalten. Somit sollten die gesamten Kosten für das Elektrizitätsversorgungssystem möglichst gering gehalten werden und die Elektrizitätsverbraucher von niedrigen Elektrizitätspreisen profitieren. Im liberalisierten Elektrizitätsmarkt müssen Kraftwerksbetreiber sämtliche Kosten durch Vermarktungserlöse erwirtschaften. In der englischen Literatur wird häufig von einem Energy-Only -Markt gesprochen, in dem ausschließlich die gelieferte Energiemenge vergütet wird. Die nicht direkt mit der Elektrizitätserzeugung in Zusammenhang stehenden Kapital- und fixen Betriebskosten müssen durch Deckungsbeiträge (Erlöse abzüglich variablen Erzeugungskosten) ausgeglichen werden. Auf dem deutschen Elektrizitätsmarkt sind seit einiger Zeit zurückgehende Deckungsbeiträge zu beobachten. Dies betrifft insbesondere die nicht privilegierten Erzeugungsanlagen, für die neben den immer häufiger auftretenden niedrigen Elektrizitätspreisen auch die Einsatzstunden tendenziell abnehmen. Mit der aktuellen Förderpolitik ist ein weiterhin starker Zubau von fluktuierenden erneuerbaren Energien geplant. Diese Energieerzeugungsanlagen, repräsentiert durch Wind- und Photovoltaikanlagen, sind durch hohe Kapitalkosten und niedrige Erzeugungskosten geprägt. Da sich die Preise auf einem wettbewerblichen Elektrizitätsmarkt an den kurzfristigen Grenzerzeugungskosten orientieren, ist zu erwarten, dass der durchschnittliche Elektrizitätspreis unter Beibehaltung des jetzigen Preisbildungsmechanismus weiter sinkt. Zugleich verringern sich die Einsatzstunden der konventionellen Erzeugungsanlagen infolge wachsender privilegierter Elektrizitätseinspeisung aus erneuerbaren Energien. So entsteht die Gefahr, dass die konventionellen Erzeugungsanlagen ihre Kapital- und fixe Betriebskosten zukünftig nicht decken können. Aufgrund dieser Entwicklung erscheinen Neuinvestitionen in konventionelle Kraftwerke zunehmend unattraktiv. Darunter fallen auch die Speicherkraftwerke, deren Rentabilität ebenfalls hinterfragt wird. 1

12 Allerdings ist die zukünftige Erzeugungsstruktur in Deutschland mit einem hohen Anteil dargebotsabhängiger Erzeugung auf notwendige Back-up-Erzeugungskapazitäten angewiesen. Diese Kapazitäten, die auch in Zukunft überwiegend durch konventionelle Erzeugungsanlagen bereitgestellt werden müssen, dienen einerseits als flexible Reserve zum Ausgleich und als Ersatz fluktuierender Einspeisung. Andererseits sind sie auch zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs notwendig. Nicht ausreichende Investitionen in konventionelle Anlagen könnten somit die Versorgungssicherheit gefährden. Um dies zu vermeiden, wird gegenwärtig intensiv über mögliche Lösungen diskutiert. Ein besonderes Augenmerk gewinnt die Implementierung von Kapazitätsmechanismen. Die in die Diskussion eingebrachten Kapazitätsmechanismen unterscheiden sich zwar bezüglich der Ausgestaltung voneinander. Letztendlich geht es jedoch immer darum, die betroffenen Anlagen unabhängig von den tatsächlich erzeugten Energiemengen anhand der installierten (verfügbaren) Leistungen zu vergüten. Dadurch sollen zusätzliche und insbesondere langfristig planbare Erlöse für eine ausreichende Vollkostendeckung ermöglicht werden. Bevor darüber diskutiert wird, welche der verschiedenen Marktdesigns für den deutschen Elektrizitätsmarkt geeignet sind, muss zunächst untersucht werden, wie groß der Handlungsbedarf ist und in wieweit die Implementierung eines neuen Marktdesigns notwendig ist. Es wird deshalb in der vorliegenden Studie auf Basis von wissenschaftlich fundierten Methoden der Bedarf an konventionellen Kraftwerks- und Speicherkapazitäten in Deutschland bei steigendem Anteil erneuerbarer Energien untersucht. Anschließend werden die zukünftig zu erwartenden Deckungsbeiträge für die bestehenden und zugebauten Anlagen unter Beibehaltung des bisherigen Marktdesigns ermittelt. Darauf aufbauend werden die Auswirkungen verschiedener Marktdesigns aus marktwirtschaftlichen Gesichtspunkten abgeschätzt, welche die Erwirtschaftung von Vollkosten ermöglichen. Die vorliegende Studie ist wie folgt aufgebaut. Abschnitt 2 gibt eine Übersicht der verschiedenen Kapazitätsmechanismen. Da der Untersuchungsschwerpunkt der vorliegenden Arbeit auf dem deutschen Elektrizitätsmarkt liegt, werden anschließend ausgewählte aktuelle Studien in Deutschland diskutiert. In Abschnitt 2 wird die deutsche Elektrizitätswirtschaft analysiert. Nach einer Erläuterung der jetzigen Marktstruktur hinsichtlich der bestehenden Handelsmärkte wird anhand eines fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells die zukünftige Entwicklung der Erzeugungsstruktur in Deutschland untersucht. Darüber hinaus werden weitere Aspekte zur Gewährleistung der Systemzuverlässigkeit diskutiert. Die Analyse der Notwendigkeit der Kapazitätsmechanismen in Abschnitt 4 gliedert sich in zwei Teile. Zunächst wird das sogenannte Missing-Money -Problem auf Basis von Modellergebnissen aufgezeigt und anschließend die Kosten der möglichen Mechanismen abgeschätzt, die zu einer Verringerung dieses Problems beitragen können. Die wesentlichen Kenntnisse der vorliegenden Arbeit werden in Abschnitt 5 zusammengefasst. 2

13 2. Übersicht zu Kapazitätsmechanismen Obwohl Kapazitätsmechanismen in der Elektrizitätswirtschaft bereits seit Längerem diskutiert werden und in einigen Ländern schon eingeführt wurden, gibt es dafür keine einheitliche Definition. In Deutschland werden sie häufig dem bestehenden Elektrizitätsmarkt, in dem ausschließlich elektrische Energie vergütet wird, gegenübergestellt. Der Vergütungspreis bzw. Elektrizitätspreis basiert dort im Wesentlichen auf kurzfristigen Grenzkosten. Damit entsteht die Gefahr, dass einige Kraftwerke, insbesondere die Kraftwerke mit wenigen Volllaststunden, die fixen Betriebskosten und die Kapitalkosten nicht decken können. Durch Ergänzung um einen zusätzlichen Kapazitätsmechanismus sollen auch die Kapazitäten (Leistungen) unabhängig von der tatsächlichen Erzeugung vergütet werden. Bevor auf die einzelnen Kapazitätsmechanismen eingegangen wird, wird zunächst das Missing-Money - Problem kurz erläutert, das die weltweite Diskussion über Kapazitätsmechanismen ausgelöst hat Das Missing-Money -Problem an Energy-Only -Märkten Nach (Midwest ISO 2005) wird ein Elektrizitätsmarkt als Energy-Only -Markt bezeichnet, wenn ausschließlich die bereitgestellte Energie sowie Systemdienstleistungen vergütet werden. Die Installation von Erzeugungsanlagen wird nicht durch eine separate Vergütung der Kapazitäten, sondern durch die erwarteten Gewinne aus dem Verkauf von Energie und von Systemdienstleistungen getrieben. Dieser Ansatz bildet die Grundlage für die Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte zur Einführung von Wettbewerb. An liberalisierten Elektrizitätsmärkten orientieren sich die Elektrizitätspreise an kurzfristigen Grenzkosten, die in den meisten Stunden der variablen Erzeugungskosten der teuersten eingesetzten Anlage entsprechen. Aufgrund des Einheitspreisverfahrens erhalten die sonstigen produzierenden Anlagen höhere Erlöse als ihre variablen Erzeugungskosten. Die Differenz zwischen dem Einheitspreis und den variablen Erzeugungskosten, auch Deckungsbeiträge genannt, dient neben der Deckung der fixen Betriebskosten und der Kapitalkosten auch der Realisation von Gewinnen. Sollten jedoch die Deckungsbeiträge (bei den teuersten Anlagen) dauerhaft gegen Null gehen oder zur Deckung anderer Kosten nicht ausreichen, würden Investoren zögern, in neue Erzeugungsanlagen zu investieren. Dies würde langfristig zu einer Gefährdung der Versorgungssicherheit führen. In einem perfekt funktionierenden Energy-Only-Markt liegt der Elektrizitätspreis deshalb in Stunden mit sehr hoher Last (Knappheitsstunden) über die tatsächlichen variablen Erzeugungskosten. Diese Knappheitspreise sind so hoch und kommen so häufig vor, dass alle in Betrieb befindlichen Kraftwerke ihre Gesamtkosten erwirtschaften können (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Bei genügend hoher Preiselastizität der Verbraucher überschreiten die Knappheitspreise die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher nicht. Diese Bereitschaft stimmt in der Regel mit dem Verlust oder den Opportunitätskosten durch den Ver- 3

14 zicht auf eine Einheit Elektrizität überein (Value of Lost Load, VOLL). Somit stellt sich das Versorgungssicherheitsniveau langfristig als ein reines Marktergebnis ein. Eine vereinfachte Darstellung der Funktionsweise eines perfekten Energie-Only-Marktes ist in Abbildung 2.1 zu finden. Abbildung 2.1: Vereinfachte Darstellung der Funktionsweise an Energy-Only-Märkten Es wird unterstellt, dass die eingezeichnete Lastdauerlinie durch drei verfügbare Erzeugungstechnologien bis zu decken ist. Diese drei Technologien können nach traditioneller Einteilung in der Elektrizitätswirtschaft als Grund-, Mittel- und Spitzenlasttechnologien angesehen werden. Während die Kapitalkosten der drei Technologien von nach zurückgehen, steigen die variablen Erzeugungskosten von nach an. In einer kostenoptimalen Struktur wird die Technologie zur Deckung des Lastbereichs unterhalb der Nachfragelast eingesetzt. Analog dazu eignet sich die Technologie für den Lastbereich zwischen und und die Technologie für den Lastbereich zwischen und. Somit ergibt sich zur Deckung der vorgegebenen Last eine optimale Erzeugungsstruktur, die sich aus der Technologie mit der Kapazität von, der Technologie mit der Kapazität von und der Technologie mit der Kapazität von zusammensetzt. Die Technologie wird in allen Stunden eingesetzt und hat deshalb die Betriebsstunden von. Die Betriebsstunden der Technologie und verringern sich jeweils auf die Stundenzahl und. Die sich am Elektrizitätsmarkt bildenden Elektrizitätspreise, und sollen die Vollkosten der investierten Kapazitäten der drei Technologien decken und deshalb die folgenden Bedingungen erfüllen. 4

15 : Unterstellte Lastdauerlinie : Jährliche spezifische Investitionskosten der Technologien bis : Variable Erzeugungskosten der Technologien bis : Betriebsstunden der Technologien bis : Elektrizitätspreise Im Grundlast- und Mittellastbereich wird der Elektrizitätspreis in der Regel durch kurzfristige Grenzerzeugungskosten bestimmt. Die Elektrizitätspreise und in Abbildung 2.1 sollen dann den jeweiligen kurzfristigen Grenzerzeugungskosten der Technologien und, d. h. und, entsprechen, wenn die Kapitalkosten der Technologien und durch den Einsatz in den Lastbereichen bis bzw. bis vollständig gedeckt werden können. Hier sind die Elektrizitätspreise höher als die jeweiligen kurzfristigen Grenzerzeugungskosten. Allerdings muss der Elektrizitätspreis im Spitzenlastbereich höher liegen als, die kurzfristigen Grenzerzeugungskosten der Technologie Andernfalls hätte die Technologie keine Möglichkeit, ihre Kapitalkosten zu erwirtschaften. Wenn der Elektrizitätspreis die Zahlungsbereitschaft der Verbraucher überschreitet, reduziert sich die Spitzenlast. Es stellt sich dementsprechend ein niedrigerer Spitzenlastpreis ein. So ergibt sich die im rechten Diagramm der Abbildung 2.1 gezeichnete Lastdauerlinie, die in den Spitzlaststunden flacher ist als die ursprüngliche Lastdauerlinie. Dieser Preisfindungsprozess setzt eine hohe Anpassungsgeschwindigkeit der Marktteilnehmer sowohl auf der Angebots- als auch auf der Nachfrageseite voraus. Allerdings sind die Voraussetzungen für die Implementierung eines perfekten Energy-Only- Marktes in der Realität nicht vorhanden. (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009) führt hierfür die mangelnde verbraucherseitige Flexibilität und die Definition der Versorgungssicherheit als ein allgemeines Gut als wesentliche Gründe an. Aus diesen beiden Gründen ist eine Differenzierung der Zahlungsbereitschaft für die Versorgungssicherheit verschiedener Verbraucher kaum möglich. Die Versorgungssicherheit muss folglich auf einem Niveau gewährleistet werden zu Kosten, die die Zahlungsbereitschaft einiger Verbraucher überschreiten. Um den Elektrizitätspreis dennoch unter dem höchsten akzeptablen Niveau zu halten, 5

16 werden auf nahezu allen Elektrizitätsmärkten nicht marktbasierte regulatorische Instrumente implementiert. Ursprünglich sollten diese Instrumente das Potential zur Ausübung von Marktmacht durch Kraftwerksbetreiber begrenzen und somit die Elektrizitätsverbraucher vor hohen Preisen schützen. Allerdings kann so eine Situation eintreten, in der die ursprüngliche Lastdauerlinie in Abbildung 2.1 zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit unverändert bleibt, der Spitzenlastpreis jedoch durch eine regulatorische Preisobergrenze (Price Cap) auf reduziert wird. Dies erschwert die Kostendeckung der Spitzenlastkraftwerke und hat somit das Missing-Money-Problem zur Folge Charakterisierung der Kapazitätsmechanismen Im Allgemeinen können alle zusätzlichen Vergütungen, die über die Erlöse aus den kurzfristigen grenzkosten basierten Elektrizitätspreisen hinausgehen, zur Deckung der fixen Betriebskosten und der Kapitalkosten beitragen. Ein Beispiel dafür stellt die Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) dar. Die EEG-Vergütung steht zwar mit der tatsächlichen Einspeisung in Zusammenhang, dient aber in erster Linie zur Schaffung eines Investitionsanreizes für erneuerbare Energien. Ein ähnliches Konzept wird im Vergütungsmechanismus der Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) umgesetzt 1. Deshalb beschränkt sich die Diskussion der Kapazitätsmechanismen in der vorliegenden Studie nicht nur auf die Mechanismen mit einer direkten Vergütung für die Kapazitäten. Die verschiedenen Kapazitätsmechanismen, die in der deutschen und weltweiten Literatur diskutiert werden, können anhand folgender Kriterien charakterisiert werden. Vergütungsgegenstand Wie zuvor erwähnt kann die Vergütung durch einen Kapazitätsmechanismus sowohl nach Kapazitäten als auch nach Energiemengen gezahlt werden. Bei den Kapazitäten wird weiterhin dazwischen unterschieden, ob die gesamten installierten oder nur die sicher zur Verfügung stehenden Kapazitäten berücksichtigt werden. Neben der EEG-Vergütung stellen die Knappheitspreise am Spotmarkt, die deutlich höher sein können als die jeweiligen kurzfristigen Grenzkosten, auch eine energiemengenbasierte Kapazitätsvergütung dar. Bestimmung der Vergütungspreise Die Vergütungspreise, die die betroffenen Erzeugungsanlagen erhalten, können entweder zentral festgelegt oder marktbasiert bestimmt werden. Im ersten Fall sorgt eine zentrale Institution, z. B. der Netzbetreiber, für die Ermittlung der Vergütungspreise, mit denen die Verbraucher keine unangemessene Belastung tragen müssen und ein genügender Investitionsanreiz zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit geschaffen wird. Dahingegen werden im zweiten Fall die benötigten Kapazitäten für eine sichere Elektrizitätsversorgung zentral ermittelt und ausgeschrieben. Die Kraftwerksbetreiber bieten ihre Kapazitäten zum indi- 1 In (Leprich, et al. 2012) wird das KWKG als ein Kapazitätsmechanismus zum Aufbau neuer hocheffizienter und ökologischer Kraftwerkskapazitäten betrachtet. 6

17 viduellen Gebotspreis an einem zentral organisierten Markt an. Die Bildung der Vergütungspreise erfolgt über das Zusammenspiel von Nachfrage und Angebot. Die endgültigen Vergütungspreise können sowohl nach Einheitspreisverfahren 2 als auch nach Gebotspreisverfahren 3 bestimmt werden. Vergütungsberechtigte Die Vergütungsberechtigten eines Kapazitätsmechanismus beziehen sich auf die Anlagen, die am Kapazitätsmechanismus teilnehmen dürfen. Ein Kapazitätsmechanismus schließt neben allen Erzeugungsanlagen häufig auch verbrauchseitige Ressourcen, z. B. flexible Nachfragelasten ein. In vielen Fällen ist für einen Kapazitätsmechanismus lediglich ein Teil der Marktakteure zugelassen. Sehr häufig zielt ein Kapazitätsmechanismus auf Zubauanlagen ab, um unmittelbaren Investitionsanreiz zu schaffen. Ein Kapazitätsmechanismus kann auch ausschließlich auf bestehende Anlagen ausgerichtet sein, damit die Versorgungssicherheit nicht durch eine frühzeitige Stilllegung dieser Anlagen infolge von Unwirtschaftlichkeit gefährdet wird. Darüber hinaus kann sich ein Kapazitätsmechanismus beispielsweise auf Anlagen auf Basis von bestimmten Energieträgern oder Technologien konzentrieren, um den Zubau von diesen Anlagen gezielt anzuregen. Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer betrifft zwei Aspekte der Kapazitätsvergütung. Es geht jeweils darum, wie häufig der Kapazitätspreis erneut bestimmt wird und wie lange eine Anlage oder ein Verbraucher die Kapazitätsvergütung erhält. In der Regel entspricht der Zeitraum, in dem die Kapazitätsvergütung gezahlt wird, dem Zeitraum, für den der aktuelle Kapazitätspreis gilt. Allerdings wird für Zubauanlagen häufig eine Vergütung für einen längeren Zeitraum zwecks höherer Planungssicherheit für die Investoren vorgeschlagen. Vorlaufzeit Analog zum Spotmarkt und Terminmarkt für elektrische Energie kann ein Kapazitätsmechanismus auch mit oder ohne Vorlaufzeit gestaltet werden. Eine Vorlaufzeit ist vor allem für neue Investitionen wichtig, da mit dem Bau der Anlagen sinnvollerweise erst dann angefangen wird, wenn die Kapazitätsvergütung gesichert ist Mögliche Einteilung von Kapazitätsmechanismen Die Charakterisierung der Kapazitätsmechanismen in Abschnitt 2.2 zeigt auf, dass mehrere Möglichkeiten bestehen, die Kapazitätsmechanismen zu kategorisieren. Eine mögliche Einteilung ist z. B. in (Süßenbacher, Schwaiger und Stigler 2011) zu finden. Dort unterscheiden die Autoren die Kapazitätsmechanismen nach preisbasierten und mengenbasierten Mecha- 2 Alle angenommenen Gebote werden zu einem einheitlichen Preis vergütet. Dieser Preis entspricht in der Regel dem höchsten Preis der angenommenen Gebote. 3 Jedes angenommene Gebot wird zum individuellen Gebotspreis vergütet. 7

18 nismen. Während zu den preisbasierten Mechanismen die administrativ bestimmte Kapazitätszahlung, die strategische Reserve und die operative Reserve zählen, werden Kapazitätsbörsen mit künstlicher Nachfragekurve und Kapazitätsoptionen den mengenbasierten Mechanismen zugeordnet. Eine weitere ausführliche Diskussion und detaillierte Einteilung finden sich in (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Im Anschluss an eine Erläuterung des rein theoretischen Energy-Only-Marktes gehen die Autoren auf die Kapazitätsmechanismen ein, mit denen der Energy-Only-Markt ergänzt wird. Sie unterscheiden die Kapazitätsmechanismen grundsätzlich nach einer administrativ bestimmten Kapazitätszahlung und einem Kapazitätsmarkt. Den letzteren teilen sie weiterhin danach ein, ob die Reserveleistungen als Terminprodukte nachgefragt werden und ob ein zentral organisierter Kapazitätsmarkt vorhanden ist. (Consentec 2012a) teilt dagegen die Kapazitätsmechanismen ausschließlich nach den Vergütungsberechtigten ein. Sie definiert die Kapazitätsmärkte, die alle im Markt befindlichen Kapazitäten mit Zahlungen ausstatten, als umfassende Kapazitätsmärkte. Darüber hinaus betrachtet sie Ausschreibungsmodelle, die im Gegensatz zu umfassenden Kapazitätsmärkten auf eine bestimmte Kategorie von Kraftwerken, insbesondere Kraftwerksneubauten abzielen. Außerdem gehen die Autoren auf das Konzept der strategischen Reserve ein. Dort wird die Kapazitätsvergütung ausschließlich an die Kraftwerke gezahlt, die lediglich in Knappheitssituationen einzusetzen sind und in der übrigen Zeit nicht produzieren dürfen. Eine ähnliche Herangehensweise ist sowohl in (Achner, et al. 2011) als auch in (Schlemmermeier und Diermann 2011) zu finden, wobei in diesen beiden Studien nur zwischen umfassendem und selektivem Kapazitätsmarkt unterschieden wird. Nach (Cailliau 2011) und (Finon und Roques 2013) können die Kapazitätsmechanismen in fünf Kategorien eingeteilt werden. Neben der ebenfalls in (Consentec 2012a) erwähnten Kapazitätszahlung und der strategischen Reserve, ziehen die Autoren darüber hinaus die Kapazitätsobligation, die Kapazitätsauktion und Kapazitätsoptionen in Betracht. Bei der Kapazitätsobligation sind alle Versorgungsunternehmen dazu verpflichtet, ein vorgegebenes Kapazitätsniveau durch Vertragsabschluss mit Kraftwerksbetreibern zu sichern. Der Kapazitätspreis wird allerdings bilateral anstatt zentral bestimmt. Die Obligationen können auch in Form von Zertifikaten gehandelt werden. Im Falle einer Kapazitätsauktion werden die benötigten Kapazitäten in der Zukunft mit gewisser Vorlaufzeit durch eine zentrale Institution bestimmt und an einem zentral organisierten Markt ausgeschrieben. Der Kapazitätspreis ergibt sich aus marktbasierten Auktionen. Mit Kapazitätsoptionen, die ebenso in (Elberg, et al. 2012), hier allerdings als Versorgungssicherheitsverträge bezeichnet, und (Cramton und Ockenfels 2012) ausführlich diskutiert werden, wird die Bereitstellung von physischen Kapazitäten nicht direkt vereinbart. Vielmehr handelt es sich um Optionen ähnlich denen an Finanzmärkten. Die Optionsverkäufer verpflichten sich dazu, ihre Kapazitäten einzusetzen, sobald der Marktpreis den im Vertrag festgelegten Auslösungspreis übersteigt. Der Kapazitätspreis, zu dem die Kapazitätsvergütung gezahlt wird, ist in der Tat der Optionspreis. Die betrachteten Studien fokussieren hauptsächlich die Kapazitätsmechanismen, mit denen Vergütungen in Abhängigkeit von Kapazitäten zu bestimmen sind. Selten werden Vergütungen nach Energiemengen als Kapazitätsmechanismen betrachtet, obwohl sie ähnliche Wir- 8

19 kungen erzielen können zusätzliche Erlöse und Investitionsanreize. In der vorliegenden Studie werden deshalb zunächst Vergütungsmöglichkeiten ohne direkten Bezug auf Kapazitäten und anschließend zwei Kategorien auf der Basis der Vergütung von Kapazitäten diskutiert. Die letzteren zwei beinhalten einerseits Kapazitätszahlung, bei der der Kapazitätspreis administrativ bestimmt wird, und andererseits Kapazitätsmarkt, an dem sich der Kapazitätspreis als Ergebnis eines zentral organisierten Marktes einstellt. In vielen implementierten Kapazitätsmechanismen sind neben erzeugungsseitigen Ressourcen auch verbraucherseitige Ressourcen wie z. B. steuerbare Last (Last Side Management, LSM) bereits aufgenommen. In der vorliegenden Arbeit wird jedoch nicht explizit darauf eingegangen. Dennoch ist es zu beachten, dass verbraucherseitige Ressourcen für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit immer mehr an Bedeutung gewinnen und prinzipiell bei der Überlegung eines Kapazitätsmechanismus nicht zu vernachlässigen sind Zusätzliche Vergütung nach Energiemengen Sowohl mit dem in (Hogan 2005) ausgeführten Knappheitspreisverfahren und als auch nach der in (Weber 2005) diskutierten Theorie des Peak-Load-Pricing wird das Konzept verfolgt, durch erhöhte Elektrizitätspreise zu Spitzenlastzeiten die Erwirtschaftung der Kosten für die Kapazitätsbereitstellung zu ermöglichen. Da in (Hogan 2005) neben einer theoretischen Darstellung des Knappheitspreisverfahrens auch eine praktische Umsetzungsmöglichkeit vorgestellt wird, wird dieses Verfahren im Folgenden etwas ausführlicher diskutiert. Nach Hogan (Hogan 2005) ist die Implementierung einer Preisobergrenze kein zielführendes Instrument, um die Ausübung von Marktmacht zu vermeiden. Anstatt eines hohen Marktpreises soll vielmehr die (physische oder finanzielle) Kapazitätszurückhaltung verhindert werden. Hogan schlägt in (Hogan 2005) deshalb ein Knappheitspreisverfahren vor, in dem die Nachfrage nach Reserveleistung (operating reserve) in Form einer vordefinierten Nachfragefunktion zur Elektrizitätsnachfrage addiert wird. So entsteht eine kombinierte Nachfrage für Elektrizität und Reserveleistung, die bisher in den meisten Ländern an zwei verschiedenen Märkten separat und nach unterschiedlichen Preisbildungsmechanismen gehandelt werden. Die in Abbildung 2.2 dargestellte Nachfragefunktion für Reserveleistung enthält zwei Teile. Der erste Teil ist ein Mindestniveau der Reserveleistung die zur Vermeidung des Systemzusammenbruchs nicht unterschritten werden darf. Reichen die angebotenen Kapazitäten zur Einhaltung der Mindestanforderung nicht bzw. gerade aus, ergibt sich ein Reservepreis in Höhe des durchschnittlichen VOLL. Über diesen Mindestwert hinaus, d. h. wenn keine Knappheit vorhanden ist, reduziert sich der Preis mit steigendem Angebot. Wenn das Angebot den maximalen Wert erreicht bzw. überschreitet, stellt sich ein Reservepreis von Null ein. Nach dem von Hogan vorgeschlagenen Knappheitspreisverfahren wird diese Nachfragefunktion für Reserve zur Elektrizitätsnachfrage hinzuaddiert, wie in Abbildung 2.3 dargestellt. Dadurch wird insbesondere der preiselastische Bereich der ursprünglichen Elektrizitätsnachfrage vergrößert. 9

20 Abbildung 2.2: Nachfragefunktion für Reserveleistung 4. Abbildung 2.3: Knappheitspreisverfahren 5. Hogan argumentiert, dass die gleichzeitige Berücksichtigung des Elektrizitäts- und Reservebedarfs eine realitätsnähere Bewertung von Kapazitäten insbesondere in Knappheitssituationen ermöglicht. Wenn keine Knappheit besteht, wie im linken Diagramm der Abbildung 2.3 dargestellt, entspricht der Elektrizitätspreis wie am Spotmarkt den variablen Erzeugungskosten der teuersten eingesetzten Anlage. Der Reservepreis ist gleich diesem Preis abzüglich der Erzeugungskosten, solange die Reserveleistung nicht abgerufen wird. Im Gegensatz dazu, wenn eine Knappheitssituation auftritt, wie im rechten Diagramm der Abbildung 2.3 dargestellt, erhöhen sich die Preise sowohl für Elektrizität als auch für Reserve auf das Knappheitsniveau. Wiederum vermindert sich der Reservepreis um die variablen Erzeugungskosten, die erst beim tatsächlichen Abruf anfallen. Mit dem vorgeschlagenen Verfahren werden der Elektrizitäts- und der Reservebedarf in engeren Zusammenhang gebracht. Im Vergleich zum Spotmarkt ergibt sich am Markt mit den kombinierten Nachfra- 4 In Anlehnung an (Hogan 2005). 5 In Anlehnung an (Hogan 2005). 10

21 gen ein insgesamt höherer Preis. Durch diesen Preis wird der Knappheitswert der angebotenen Kapazitäten, die sowohl zur Deckung der Elektrizitätsnachfrage als auch zur Bereitstellung der Reserve eingesetzt werden können, besser reflektiert. Das Knappheitspreisverfahren stellt gegenüber anderen Kapazitätsmechanismen ein einfacheres Konzept dar. Es kann mit geringem Aufwand auf den bestehenden Energy-Only-Märkten umgesetzt werden. Trotz der erhöhten Investitionsanreize erfolgt der Preisfindungsprozess weiterhin transparent auf wettbewerblicher Basis. Dieses Konzept ist somit als eine Erweiterung der vorhandenen Energy-Only-Märkte zu verstehen und benötigt wenige Eingriffe von außerhalb des Marktes. Eine zentral durchzuführende langfristige Prognose für den zukünftigen Kapazitätsbedarf ist nicht erforderlich. Anstatt dessen muss der kurzfristige Reservebedarf zur Definition der Nachfragekurve ermittelt werden, was bereits heute an Regelenergiemärkten ohnehin durchgeführt wird. Investitionen in neue Anlagen bleiben somit nach wie vor Entscheidungen der Kraftwerksbetreiber infolge eigener Einschätzung und Erwartung über die zukünftige Marktentwicklung. Das ursprüngliche Ziel der Einführung des Wettbewerbs, dass sich die Investoren durch erhöhtes Risikobewusstsein nach mehr Effizienz und Innovation streben, wird weiterhin verfolgt. Darüber hinaus lässt sich die verbraucherseitige Flexibilität 6, die unabhängig von Kapazitätsmechanismen immer mehr an Bedeutung gewinnt, in einen wettbewerblichen Markt effizienter einbeziehen. Im Vergleich zum Ansatz, dass die Verbraucher gegen Entgelt ihre Last flexibler halten, ist es ökonomisch sinnvoller, diese durch den Elektrizitätspreis zu lenken, der die reale Knappheit widerspiegelt. Das Knappheitspreisverfahren setzt allerdings voraus, dass die verbraucherseitige Flexibilität in einem ausreichenden Umfang vorhanden ist. Ohne weitere Maßnahmen kann bei unzureichender Lastflexibilität die vollständige Lastdeckung in extremen Fällen nicht sichergestellt werden, da eine Vorgabe für die gesamte installierte Kapazität nicht vorgesehen ist. Der Elektrizitätspreis eines Marktes mit Knappheitspreisverfahren wird im Vergleich zum Preis eines Marktes mit einer künstlichen Preisobergrenze einerseits volatiler und andererseits durch häufigere und höhere Extremwerte ausgeprägt sein. Diese Preise sind aus öffentlicher Sicht weniger akzeptabel, da die Unterscheidung, ob die hohen Preise aus tatsächlicher Knappheit oder durch Ausübung der Marktmacht entstehen, oft schwierig ist, vgl. (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Das Knappheitspreisverfahren wurde bereits an einigen Märkten (z. B. ESCOT 7 und NEM 8 ) eingeführt. Allerdings wird bisher noch kein Knappheitspreis anhand der von Hogan vorgeschlagenen Nachfragefunktion bestimmt (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Im Gegensatz zu Knappheitspreisverfahren funktionieren Subventionsinstrumente wie z.b. die Einspeisungsvergütung nach dem EEG völlig entkoppelt vom Marktgeschehen. Bei solchen Instrumenten liegt in der Regel ein zentral definiertes Ausbauziel der subventionierten Technologien zugrunde, die sich in einem wettbewerblichen Umfeld aufgrund der Unwirtschaftlichkeit dem Missing-Money-Problem stellen müssten. Durch die für einen langen Zeitraum festgelegten Vergütungssätze für eingespeiste Energiemengen wird jedoch sicherge- 6 Seit Juni 2013 werden auch abschaltbare Lasten am deutschen Regelenergiemarkt ausgeschrieben. 7 Electric Reliability Council of Texas. 8 Australia s National Energy Market. 11

22 stellt, dass die Investitionskosten und fixen Betriebskosten langfristig gedeckt werden können. Da die Einspeisevergütungen Investitionsanreize unmittelbar schaffen, können diese auch relativ schnell Wirkungen erzielen. Die Resultate dieser Instrumente bringen aber auch relativ große Auswirkungen auf den wettbewerblichen Markt mit sich, wenn die privilegierten Technologien einen beträchtlichen Anteil ausmachen. Durch die marktunabhängige Vergütung wird die Elektrizitätseinspeisung der subventionierten Technologien am Elektrizitätshandelsmarkt mit Kosten von Null bewertet, was sowohl einen Mengen- als auch einen Preiseffekt verursacht, der sich auf die übrigen Technologien auswirkt. Infolge der zurückgehenden Einsatzstunden und Elektrizitätspreise ist bei den Anlagen, die keine Subventionen erhalten, ein immer größeres Missing-Money-Problem zu erwarten. Dies hat es zur Folge, dass weitere Eingriffe benötigt werden, um Investitionen in diese Anlagen anzureizen. Angesichts des kontinuierlich steigenden Marktanteils der subventionierten Technologien wird der wettbewerbliche Teil des Elektrizitätsmarktes immer kleiner Kapazitätszahlungen Kapazitätszahlungen stellen einen relativ einfachen Kapazitätsmechanismus als Ergänzung zu Energy-Only-Märkten dar und zielen ebenfalls darauf ab, dass eine ausreichende Kapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit installiert wird. Es wird allerdings kein Kapazitätsniveau direkt vorgegeben, sondern der Kapazitätspreis. Die Methodik, mit der der Kapazitätspreis bestimmt wird, variiert zwar in den praktischen Umsetzungen. Sie verfolgt aber letztendlich das Prinzip, den Kapazitätspreis in knappen Situationen zu erhöhen und bei genügend verfügbarer Kapazität oder Überkapazität wieder zu senken. Kapazitätsmechanismen in Form von Kapazitätszahlungen wurden bereits in mehreren Ländern implementiert. In den überwiegenden Fällen erhalten alle Bestandsanlagen den Kapazitätspreis auf Basis deren Verfügbarkeit. Unter Umständen wird auch direkt auf Neuinvestitionen abgezielt. In diesem Fall orientiert sich der Kapazitätspreis beispielsweise an den Annuitäten der Investitionskosten eines Spitzenkraftwerks. Die erste Umsetzung einer Kapazitätszahlung erfolgte Anfang der 80er Jahre in Chile. Der chilenische Elektrizitätsmarkt ist durch einen hohen Anteil von Wasserkraft geprägt, deren Verfügbarkeit in wasserarmen Jahreszeiten stark zurückgeht. Die Elektrizitätsversorgung ist somit immer noch auf Erzeugung durch thermische Anlagen angewiesen. Dort wurde bis zur Reform in 2004 ein monatlicher fixer Betrag an thermischen Erzeugungsanlagen nach ihrem Beitrag zur Versorgungssicherheit gezahlt. Der Beitrag jeder einzelnen Anlage wurde probabilistisch aus der Verfügbarkeit und der Notwendigkeit der Anlage zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Spitzenlaststunden, allerdings unabhängig vom tatsächlichen Einsatz berechnet. Eine Beschreibung des Rechenverfahrens ist in (Huber J., Espinoza V. und Palma-Behnke 2006) zu finden. Seit 2004 wurde die Kapazitätszahlung aufgrund der unzureichenden Wirkung durch einen auktionsbasierten Kapazitätsmarkt ersetzt (Moreno, et al. 2011). Ähnliche Konzepte haben auch in anderen lateinamerikanischen Ländern wie Kolumbien und Peru Anwendung gefunden. 12

23 In Spanien wurde in 1998 ein einfaches Konzept für die Kapazitätszahlung umgesetzt, das in 2007 durch eine modifizierte Version abgelöst wurde. Nach dem alten Konzept bekamen alle thermischen Kraftwerke eine Kapazitätszahlung auf der Basis von durchschnittlichen Verfügbarkeiten und die Wasserkraftanlagen auf der Basis von durchschnittlichen historischen Erzeugungen (Battle und Rodilla 2010). Seit 2007 wird zwischen einer Kapazitätszahlung für verfügbare Kapazität und einer für Neuinvestitionen differenziert. Während mit der Ersteren nach wie vor die zur Verfügung gestellte Kapazität mit einem administrativ bestimmten Kapazitätspreis vergütet wird, basiert die Letztere auf einer vorgegebenen Kapazitätspreisfunktion in Abhängigkeit eines sogenannten Reserveindex. Der Reserveindex wird als Quote zwischen der verfügbaren Kapazität und der Jahreshöchstlast definiert. Mit einem Wert unter 1,1 indiziert der Reserveindex einen dringenden Investitionsbedarf und den entsprechend höchsten Kapazitätspreis ( /MW-Jahr). Der Kapazitätspreis reduziert sich linear mit einem steigenden Reserveindex. Wenn der Reserveindex einen Wert von ca. 1,29 erreicht, bekommen die neuen Anlagen keine Kapazitätszahlung mehr, wie in Abbildung 2.4 dargestellt. Der Kapazitätspreis, den eine Anlage ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme erhält, hat allerdings für 10 Jahre Gültigkeit. (Federico, Vives und Fabra 2008) enthält eine ausführlichere Darstellung für diese Kapazitätspreisfunktion. Abbildung 2.4: Kapazitätspreisfunktion für die Kapazitätszahlung in Spanien 9. Aus regulatorischer Sicht ist die Kapazitätszahlung ein simples und flexibles Instrument, um den Markt zu beeinflussen. Allerdings hat sie in allen bestehenden Formen die Schwäche, dass die Bestimmung des Kapazitätspreises intransparent ist. Es kann nicht sichergestellt werden, dass die zentrale Institution, die den Kapazitätspreis festlegen soll, vollständige Informationen über die Marktentwicklung und die geeignete Methodik zur Ermittlung des Kapazitätspreises besitzt. Während ein zu niedriger Kapazitätspreis das benötigte Kapazitätsniveau nicht erzielen könnte, würde ein zu hoher Kapazitätspreis zu Überkapazitäten im System und zusätzlichen finanziellen Belastungen der Verbraucher führen. Trotz der Möglichkeit, den Kapazitätspreis infolge der Marktreaktion regelmäßig anzupassen, sind ineffiziente 9 In Anlehnung an (Federico, Vives und Fabra 2008). 13

24 Marktergebnisse durch zeitliche Verzögerungen kaum zu vermeiden. Die langfristige Planungssicherheit der Investoren kann anhand des instabilen Kapazitätspreises jedoch nicht gewährleistet werden Kapazitätsmärkte Im Gegensatz zu den zuvor diskutierten Kapazitätszahlungen gibt eine zentrale Institution (z. B. unabhängige Netzbetreiber) an Kapazitätsmärkten anstatt eines Kapazitätspreises die erforderliche Kapazität vor. Um diese Kapazität zu erzielen, bestehen verschiedene Umsetzungsmöglichkeiten. Grundsätzlich wird den Energieversorgern eine Art von Kapazitätsobligation zugeordnet. Dieser Mechanismus ist verwandt mit der Reserveobligation an regulierten Märkten. Er findet insbesondere an amerikanischen Energiemärkten sehr häufig Anwendung. Die Energieversorger können dieser Kapazitätsobligation entweder mit eigenen installierten Kapazitäten oder durch Zukauf von Dritten nachkommen. Der Handel von Kapazitäten kann in der Regel sowohl bilateral als auch zentral organisiert erfolgen. Da bilaterale Verträge außerhalb eines Marktes abgeschlossen werden, beschränkt sich die folgende Diskussion lediglich auf die zentral organisierte Form von Kapazitätsmärkten. Analog zu Elektrizitätshandelsmärkten können Kapazitätsmärkte in Abhängigkeit des Zeitabstands zwischen dem Handelsabschluss und der Bereitstellung von Kapazitäten in Kapazitätsspotmärkte und Kapazitätsterminmärkte aufgeteilt werden. An Kapazitätsspotmärkten werden Kapazitäten zur Erfüllung der kurzfristigen Kapazitätsobligationen gehandelt, an Kapazitätsterminmärkten dahingegen zur Ableistung der langfristigen Kapazitätspflicht. Die beiden Arten von Kapazitätsmärkten werden im Folgenden anhand von Beispielen näher diskutiert. Gemischter Kapazitätsmarkt des NYISO 10 Der unabhängige Netzbetreiber NYISO etablierte Ende der 90er Jahre einen Kapazitätsmarkt in seiner Regelzone, der heute als eine Mischform aus Spot- und Terminmärkten existiert. Die beiden Arten von Handelsmärkten stehen im Einklang mit den Kapazitätsobligationen, die der NYISO den Energieversorgern in seiner Regelzone je sechs Monate mit der Differenzierung von Winter- und Sommersaison (Planungssaison) auferlegt. Der NYISO- Kapazitätsmarkt gilt als der erste Markt in den USA mit der Definition eines lokalen Kapazitätsbedarfs. Damit sollen die Kapazitäten dort zugebaut werden, wo sie am meisten gebraucht werden (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Es existieren drei Kapazitätszonen: New York City (NYC), Long Island (LI) und das Restgebiet der Regelzone. Zur Bestimmung der Kapazitätsobligation wird zwischen der sogenannten ICAP (Installed Capacity, installierte Kapazität) und UCAP (Unforced Capacity, verfügbare Kapazität) unterschieden. Während unter ICAP die maximale Netto-Leistung einer Erzeugungsanlage zu verstehen ist, berücksichtig die UCAP diese Leistung nach der Bereinigung der durchschnittlichen Ausfallwahrscheinlichkeit, die z. B. auf der Basis von Ausfällen in den vergangen New York Independent System Operator. 14

25 Monaten berechnet wird, vgl. (New York Independent System Operator 2013). Jeder Energieversorger muss während der Spitzenlastzeiten ausreichende Kapazitäten zur Lastdeckung in seinem Netzgebiet einschließlich der notwendigen Reserve nachweisen. Dafür wird ein Reservestandard (Installed Reserve Margin, IRM 11 ) jährlich für das nachfolgende Jahr berechnet und veröffentlicht 12. Der IRM-Wert variierte im Zeitraum 2006 bis 2012 zwischen 15 % und 18 %. Zunächst wurden die Kapazitätsobligationen am NYISO-Kapazitätsmarkt nach ICAP definiert 13, was sich schnell als eine Überschätzung der tatsächlich verfügbaren Kapazitäten erwiesen hat. Heutzutage wird ICAP deshalb immer in UCAP umgerechnet 14. Auf Basis einer Lastprognose ermittelt der NYISO für jede Planungssaison, d. h. jeden Winter und jeden Sommer, die gesamte Spitzenlast in den Kapazitätszonen sowie die anteilige Zuordnung dieser Spitzenlast zu den einzelnen Energieversorgern entsprechend deren Anteilen an der gesamten Versorgungsaufgabe. Zum Beginn jeder Planungssaison findet ein freiwilliger Terminhandel statt. Die durch diesen Terminhandel (Strip Auction) vereinbarten Kapazitäten werden als ein Bandprodukt über die gesamte Planungssaison geliefert. Ein zusätzlicher Terminhandel (Monthly Auction), der ebenfalls auf einer freiwilligen Teilnahme basiert, wird monatlich durchgeführt. Er ermöglicht den Energieversorgern, die benötigten Kapazitäten für einen Zeitraum des nachfolgenden Monats bis zum Ende der Planungssaison zu beschaffen. Allerdings werden dort keine Bandlieferungen, sondern monatliche Lieferungen gehandelt. Darüber hinaus findet zu Beginn jedes Monats ein Spothandel (Spot Auction) für diesen Monat statt. Im Gegensatz zum Terminhandel besteht für alle Energieversorger eine Teilnahmepflicht am Spothandel. Die verpflichteten Kapazitäten, die den Energieversorgern nach dem Terminhandel noch fehlen, müssen am Spotmarkt beschafft werden. Die erworbenen Kapazitäten stehen ihnen für den gesamten Monat zur Verfügung. Die drei Handelsarten am NYISO-Kapazitätsmarkt werden hinsichtlich der jeweiligen Handelsprodukte exemplarisch für die Planungssaison im Sommer in Tabelle 2.1 zusammengefasst. 11 Anteil der Reserve an installierten Kapazitäten. 12 Auf 13 Deshalb wird NYISO-Kapazitätsmarkt häufig als ICAP-Markt bezeichnet. 14 Auch an anderen Kapazitätsmärkten handelt es sich fast ausschließlich um verfügbare Kapazitäten, die anhand von UCAP ermittelt werden. 15

26 Tabelle 2.1: Übersicht der Handelsarten und der Handelsprodukte für Sommer am NYISO- Kapazitätsmarkt (Spees und Newell 2010). Handelsarten Strip Auction Monthy Auction Mai Jun Jul Aug Sep Okt Lieferperiode Mai Jun Jul Aug Sep Okt Spot Auction Mai Jun Jul Aug Sep Okt Gesamte Anzahl an Auktionen Eine Besonderheit des Spothandels am NYISO-Kapazitätsmarkt besteht in der Anwendung einer Nachfragekurve, die im Jahr 2003 auf dem ursprünglichen Kapazitätsspotmarkt eingeführt wurde. Die Nachfragekurve soll dazu dienen, dass das häufige Auftreten von extremen Preissprüngen vermieden wird. Das Prinzip diskutiert Bidwell in (Bidwell 2005). Am Kapazitätsspotmarkt ist die Preiselastizität sowohl der kurzfristigen Nachfrage als auch des kurzfristigen Angebots sehr niedrig. Durch eine kleine Änderung im Angebot könnte sich der Marktpreis von einem extrem niedrigen auf ein extrem hohes Niveau bewegen, wie in Abbildung 2.5 dargestellt. 16

27 Abbildung 2.5: Änderung des Marktpreises bei niedriger Preiselastizität der Nachfrage 15. Durch die Einführung einer absteigenden Nachfragekurve wird die nachfrageseitige Preiselastizität künstlich erhöht. Die gleiche Änderung des Angebots wie in Abbildung 2.5 führt somit in Abbildung 2.6 zu einer wesentlich kleineren Änderung des Marktpreises. Abbildung 2.6: Änderung des Marktpreises bei Anwendung einer absteigenden Nachfragekurve 16. Die Parametrisierung der Nachfragekurve wird nicht durch die tatsächliche Nachfrage bestimmt sondern bleibt Aufgabe des Netzbetreibers. Die Nachfragekurve, die am heutigen NYISO-Kapazitätsmarkt für den Spothandel angewendet wird, besteht aus drei Geraden, siehe Abbildung Die erste Gerade stellt eine horizontale Linie zu einem festen Preis des 1,5-fachen der monatlichen Kapital- und Fixkosten einer neuen Spitzenlastanlage ( ) dar. Die zweite Gerade geht durch zwei festgelegte Punkte. Der dem Punkt A zugehörige Kapazitätsbedarf ( ) ergibt sich aus der prognostizierten Spitzenlast multipliziert mit dem Faktor (1+IRM). Der Preis zum Punkt A ( ) wird definiert als die monatlichen spe- 15 In Anlehnung an (Bidwell 2005). 16 In Anlehnung an (Bidwell 2005). 17 Die Beschreibung der Nachfragekurve lehnt sich an (New York Independent System Operator 2013). 17

28 zifischen Nettokosten 18 einer neuen Spitzenlastanlage. Zum Punkt B gehört die installierte Kapazität ( ), ab der der Kapazitätspreis auf Null bleibt und die dritte Gerade der Nachfragekurve horizontal weitergeführt wird. Abbildung 2.7: Konstruktion der Nachfragekurve für den Spothandel am NYISO- Kapazitätsmarkt. Kapazitätsterminmarkt des PJM 19 Die Netzbetreiberorganisation PJM koordiniert den größten Elektrizitätsmarkt in den USA. Bis zum Juni 2007 existierte in der Netzregion der PJM ein Kapazitätsmarkt, an dem ein täglicher und monatlicher Spothandel stattfand. Den Energieversorgern wurde nach einem zum ICAP-Markt des NYISO ähnlichen Ansatz eine Kapazitätsobligation zugeteilt, die sie mit eigenen Kapazitäten oder beschafften Kapazitätskrediten erfüllen mussten. Die Teilnahme am Kapazitätsmarkt war grundsätzlich freiwillig. Am monatlichen Spotmarkt konnten die Kapazitätskredite für ein oder mehrere Monate im Voraus gehandelt werden. Durch den täglichen Spothandel hatten die Energieversorger die Möglichkeit, den endgültigen Bedarf an Kapazitätskrediten zu decken (PJM 2005). Die Implementierung des Kapazitätsmarkts in Form von Kapazitätskrediten im Jahr 1999 war der erste Versuch der PJM, das Missing-Money - Problem mit einem marktbasierten Mechanismus anzugehen. Allerdings führte die preisunelastische Nachfrage zu einem extrem volatilen Kapazitätspreis. Außerdem war die Last in den meisten Zeiträumen doch zu moderat, um genügende Investitionsanreize zu schaffen (Sener und Kimball 2007). Am 1. Juni 2007 löste ein neuer Kapazitätsmechanismus den alten Kapazitätskreditmarkt im Netzgebiet der PJM ab. Am neu organisierten Kapazitätsmarkt haben die Energieversorger zwei Möglichkeiten, ihren Kapazitätsobligationen nachzukommen. Zum einen können sie 18 Gesamtkosten einschließlich Kapital- und Fixkosten abzüglich der erwarteten Erlöse aus Märkten für Elektrizität und Systemdienstleistungen. 19 Regionaler Netzbetreiberorganisation an der Ostküste der USA. Für das zuständige Netzgebiet siehe 18

29 einen Kapazitätsplan einreichen, mit dem die zukünftige Last in ihrem Versorgungsgebiet unter Berücksichtigung des erwarteten Wachstums gedeckt wird. Diese Option wird als Fixed Resource Requirement (FRR) bezeichnet. Sobald sich ein Energieversorger für FRR entscheidet, steht ihm für die nachfolgenden fünf Jahre keine andere Option zur Verfügung. Zurzeit werden ca. 20 % der Kapazitätsobligationen in PJM durch FRR erfüllt (Almgren 2011). Der größte Teil der Energieversorger ist jedoch am sogenannten Reliability Pricing Model (RPM) beteiligt. Das Ziel des RPM-Konzepts besteht in der Generierung von langfristigen Preissignalen für Erzeugungskapazitäten. Das RPM bildet die Basis des neuen Marktkonzeptes und beinhaltet im Grunde einen mehrstufigen Terminhandel mit Handelszeiten bis zu drei Jahre im Voraus. Die Teilnahme am RPM ist für die Energieversorger, die nicht mit FRR gebunden sind, verpflichtend. Zunächst findet ein Basishandel (Base Residual Auction, BRA) drei Jahre vor Lieferbeginn jeweils im Mai statt. Nach der Basisauktion können die Energieversorger an bis zu drei Stufenauktionen (Incremental Auctions) teilnehmen, um sich an mögliche Änderungen, z. B. neuen Lastprognosen, anzupassen. Die drei Stufenauktionen finden jeweils 20, 10 bzw. 3 Monate vor der Lieferperiode statt. Die Lieferperiode beträgt sowohl bei der Basisauktion als auch bei den Stufenauktionen ein Jahr. Die Auktionstermine für die Lieferperiode 2016/2017 werden in Tabelle 2.2 angegeben. Tabelle 2.2: Auktionstermine am PJM-Kapazitätsmarkt für die Lieferperiode 2016/2017. Mai 2013 September 2014 Juli 2015 Februar 2016 Lieferperiode: Juni 2016 bis Mai 2017 Basisauktion 1. Stufenauktion 2. Stufenauktion 3. Stufenauktion Eine wesentliche Besonderheit des Modells RPM besteht in der Anwendung einer Nachfragekurve, die vor jeder Basisauktion im Gegensatz zu FRR nach dem Konzept des Variable Ressource Requirement (VRR) konstruiert wird. Die VRR-Nachfragekurve wird nach (PJM 2012) durch drei Punkte bestimmt, wie in Abbildung 2.8 dargestellt. 19

30 Abbildung 2.8: Konstruktion der Nachfragekurve für den Spothandel am NYISO- Kapazitätsmarkt 20. Der höchste Kapazitätspreis, der in der obersten Linie bis zum Punkt A gilt, wird entsprechend den jährlichen spezifischen Kosten einer neuen Spitzenanlage definiert. Diese Kosten ergeben sich wie in Abbildung 2.7 aus dem 1,5-fachen der Netto-Kosten. Die zum Punkt A verfügbare Kapazität (UCAP) ist um ca. 3 %-Punkte niedriger als die Zielkapazität ( ), mit der neben der Deckung der erwarteten Spitzenlast auch die erforderliche Reserve entsprechend der definierten IRM bereitgestellt wird. Zu Punkten B und C erhöhen sich die verfügbare Kapazität jeweils um 1 bzw. 5 % -Punkte bezüglich der Zielkapazität. Der Kapazitätspreis reduziert sich auf 100 bzw. 20 % der Netto-Kosten einer neuen Spitzenanlage. Bei weiter ansteigender verfügbarer Kapazität bleibt der Kapazitätspreis auf Null. Eine detaillierte Beschreibung der Parametrisierung der VRR-Nachfragekurve ist in (PJM 2012) zu finden. Die VRR-Nachfragekurve wird vor allem in der Basisauktion angewendet. Der sich durch die Auktion bildende Kapazitätspreis gilt als der Einheitspreis für alle gehandelten Kapazitäten. Bilaterale Verträge, die außerhalb der RPM-Auktionen abgeschlossen werden, müssen ebenfalls nach dem Preis aus der Basisauktion abgerechnet werden. Die drei Stufenauktionen ermöglichen den Teilnehmern, sich nach der Basisauktion an Änderungen des Angebots und der Nachfrage anzupassen. Die erste und die dritte Stufenauktion dienen zur Korrektur der verminderten Ressourcen (z. B. durch verzögerten Zubau von neuen Anlagen). Dabei wird die Nachfragekurve nicht vorgegeben, sondern ergibt sich aus den Geboten der Energieversorger. Die zweite Stufenauktion findet statt, wenn sich die prognostizierte Last für die Lieferperiode im Vergleich zum ermittelten Wert vor der Basisauktion erhöht. In diesem Fall entspricht der Kapazitätspreis dem Preis bei Zielkapazität in der VRR-Nachfragekurve. Am Kapazitätsmarkt der PJM wird der Kapazitätsbedarf sowohl im ganzen Netzgebiet als auch in den untergeordneten lokalen Versorgungsgebieten (Locational Deliverability Area, 20 In Anlehnung an Darstellung in (PJM 2012). 20

31 LDA) unter Berücksichtigung der lokalen Netzengpässe ermittelt. Ein lokaler Preiszuschlag (Locational Price Adder) wird für jeden LDA berechnet, der zum Marktpreis hinzuaddiert wird. In Gebieten mit größerer Kapazitätsknappheit sind die Preiszuschläge ebenfalls höher. Somit ergibt sich ein größerer Anreiz, direkt in diesen Gebieten zu investieren. Zurzeit werden im Netzgebiet der PJM 25 LDA definiert. Kapazitätsterminmarkt des ISO-NE 21 Vor dem heutigen Kapazitätsterminmarkt (Forward Capacity Market, FCM) hat der unabhängige Netzbetreiber in Neuengland ein Konzept zum Aufbau eines Kapazitätsmarktes bei Federal Energy Regulatory Commission (FERC) der USA eingereicht. Das Konzept geht auf den in (Cramton und Stoft 2005) beschriebenen Ansatz zurück. Es verfolgte einen ähnlichen Ansatz wie der monatliche Spothandel am NYISO-Spotmarkt mit der Anwendung einer absteigenden Nachfragekurve. Trotz der dreimaligen Anpassung konnte dieses Konzept die FERC nicht überzeugen und wurde am Ende nicht implementiert. Im März 2006 haben sich ISO-NE und FERC auf das Konzept FCM geeinigt, das bis heute in Neuengland in Kraft ist. Obwohl beide Kapazitätsmärkte der PJM und des ISO-NE einen Terminmarkt darstellen, unterscheiden sie sich stark in der Umsetzung des Terminhandels. Ähnlich wie an anderen Kapazitätsmärkten wird in Neuengland im Vorlauf der Auktionen der Kapazitätsbedarf für die Lieferperiode durch den Netzbetreiber ermittelt. Das Ziel dabei ist ebenfalls die Beschaffung genügender Kapazitäten zur Deckung der erwarteten Last mit Vorhaltung von ausreichender Reserve. Allerdings wird dieser Kapazitätsbedarf nicht vor den Auktionen auf die Energieversorger umgelegt. Die Kapazitätsobligationen entstehen erst, wenn ein Kapazitätsanbieter einen Zuschlag in der Kapazitätsauktion erhält. Etwa acht Monate vor Beginn der Auktionen können sich die bestehenden und neu zu errichtenden Anlagen für die Auktionen qualifizieren. Nur die qualifizierten Kapazitäten dürfen an den Auktionen teilnehmen. Ca. 40 Monate vor der Lieferperiode findet die Hauptauktion (Forward Capacity Auction, FCA) statt, gefolgt von drei jährlichen und zwölf monatlichen Rekonfigurationsauktionen (Reconfiguration Auctions). Die Lieferperiode beträgt stets ein Jahr, das sich jeweils von Juni bis Mai des nachfolgenden Jahrs erstreckt. Seit dem Handel für die Lieferperiode Juni 2016 Mai 2017 soll die FCA-Auktion immer am ersten Montag im Februar des Handelsjahrs beginnen. Im Gegensatz zur Hauptauktion dienen die Rekonfigurationsauktionen nicht zur Beschaffung von neuen Kapazitäten. Vielmehr haben die Kapazitätsanbieter hierdurch die Möglichkeit, die in der Hauptauktion erworbenen Kapazitätsobligationen (Supply Capacity Obligation) untereinander zu handeln und dadurch die verpflichteten Kapazitäten in einem relativ kleinen Umfang umzuverteilen. Da die Rekonfigurationsauktionen keine entscheidende Rolle für den eigentlichen Kapazitätsmarkt spielen, werden sie in der folgenden Diskussion nicht näher betrachtet. 21 Regionaler Netzbetreiberorganisation für die Region Neuengland. 21

32 Im Gegensatz zu PJM wird am Kapazitätsmarkt in Neuengland keine Nachfragekurve für die FCA-Auktion angewendet. Anstatt dessen läuft sie nach dem Prinzip der holländischen Auktion mit absteigenden Geboten (Descending Clock Auction) ab. Es wird zunächst ein Startpreis 22 definiert, zu dem die Anbieter ihre Kapazitätsmengen anbieten. Der Startpreis entspricht dem Zweifachen der Kosten einer neuen Spitzenlastanlage (Costs of New Entry, CONE) und ist in der Regel so hoch, dass mehr als die benötigten Kapazitäten angeboten werden. Der Preis wird in jeder nachfolgenden Runde schrittweise soweit reduziert, bis der Kapazitätsbedarf durch die angebotenen Kapazitäten gerade gedeckt wird. Um einen zu niedrigen Kapazitätspreis zu vermeiden, wird der ausgeschriebene Preis höchstens bis auf 60% der CONE reduziert. Wenn der Preis diese Untergrenze erreicht, werden alle gebotenen Kapazitäten zu diesem Preis hinsichtlich des Kapazitätsbedarfs anteilig angenommen. Den endgültigen Kapazitätspreis erhalten alle angenommenen Kapazitäten während der Lieferperiode. Für die neuen Kapazitäten besteht allerdings die Wahl, den Preis für bis zu weitere vier Jahre nach der Lieferperiode anzunehmen oder als bestehende Kapazitäten erneut an der FCA- Auktion teilzunehmen. Anders als bei der Anwendung einer Nachfragekurve wird durch die holländischen Auktionen der vorgegebene Kapazitätsbedarf weder übertroffen noch unterschritten. Diesem Verfahren wird eine wesentliche Einschränkung des Marktmachtpotentials zugeschrieben (Bidwell 2005). Kapazitätsterminmarkt mit Verfügbarkeitsoptionen Der Ansatz mit Verfügbarkeitsoptionen (Reliability Options, RO) ist bis heute noch auf keinem existierenden Kapazitätsmarkt implementiert worden. Der Vorschlag entstand in der Diskussionsreihe über den Aufbau eines Kapazitätsmarkts für ISO-NE und wurde von Bidwell in (Bidwell 2005) zum ersten Mal ausführlich erläutert. Die Verfügbarkeitsoption ist nach Bidwell eine Call Option, die sowohl physisch als auch finanziell erfüllt werden kann. Im Optionsvertrag wird ein Auslösungspreis vereinbart. Sobald der Elektrizitätspreis am Spotmarkt diesen Auslösungspreis erreicht oder überschreitet, muss die vereinbarte Leistung erfüllt werden. Bei einer physischen Erfüllung müssen die Optionsverkäufer ihre Anlagen verfügbar machen, während bei einer finanziellen Erfüllung die Optionsverkäufer die Differenz zwischen dem Spotmarktpreis und dem Auslösungspreis zu zahlen haben. Bei Nichterfüllung der vereinbarten Leistung müssen die Optionsverkäufer die im Vertrag festgelegten Strafkosten abgelten. Damit die Verfügbarkeitsoption für alle Kraftwerksbetreiber attraktiv ist, wird der Auslösungspreis etwas höher angesetzt als die Grenzerzeugungskosten der teuersten Anlage im System. Nach dem Konzept von Bidwell sollen die bestehenden und neu zu errichtenden Anlagen an einer jährlichen Auktion teilnehmen. Die gehandelten Optionen treten jedoch erst drei Jahre nach der Auktion in Kraft und gelten für ein ganzes Jahr. So wird die Bauzeit neu zuzubauen- 22 Der Startpreis in der Auktion für die Lieferperiode Juni 2016 Mai 2017 betrug 15 $/KW-Monat. Danach soll er immer an den dreijährigen Durchschnitt des Handy-Whiteman-Kostenindex für öffentliche Versorgung (Handy-Whiteman Index of Public Utility Construction) angepasst werden (ISO-NE 2013). 22

33 der Anlagen mitberücksichtigt. Für die Gestaltung der Auktion schlägt Bidwell die holländische Auktion mit absteigenden Geboten vor, die bereits am FCM-Markt in Neuengland Anwendung gefunden hat. Ähnlich geregelt wie in Neuengland haben die Betreiber neuer Anlagen ebenfalls die Möglichkeit, sich entweder nach der Lieferperiode für denselben Auktionspreis für bis zu weitere drei Jahre oder für die Teilnahme als bestehende Anlagen an neuen Auktionen zu entscheiden. Diese Option soll die Planungssicherheit für potentielle Investoren nochmals erhöhen und somit ihren Gebotspreis aufgrund einer niedrigeren Risikoprämie reduzieren. Bidwell betrachtet den Markt für Verfügbarkeitsoptionen nicht als einen Kapazitätsmarkt. Er argumentiert, dass mit den Verfügbarkeitsoptionen nicht direkt die Kapazitäten sondern die Pflichten zur Elektrizitätserzeugung mit installierten Kapazitäten vereinbart werden. Dennoch wird der Optionspreis nach den angebotenen Kapazitäten gezahlt. Ob diese Kapazitäten in der Lieferperiode tatsächlich und wie viel Elektrizität liefern, spielt für die Auktion keine entscheidende Rolle. Deshalb ist es durchaus sinnvoll, diesen Ansatz ebenfalls zur Kategorie der Kapazitätsterminmärkte zuzuordnen. Strategische Reserve Die strategische Reserve wird häufig als eine Übergangslösung bis zum Aufbau eines komplexeren Kapazitätsmechanismus angesehen. Im Gegensatz zu den zuvor diskutierten Formen von Kapazitätsmechanismen dient die strategische Reserve in erster Linie nicht zur Schaffung von Investitionsanreizen, sondern zur Vermeidung von Kraftwerksstilllegungen. Die strategische Reserve zielt deshalb auf Bestandsanlagen ab, die infolge von Unwirtschaftlichkeit von einer Stilllegung bedroht sind. Die Anlagen der strategischen Reserve unterscheiden sich von den sonstigen Bestandsanlagen dadurch, dass sie nur in Knappheitssituationen auf Abruf eingesetzt werden und in der übrigen Zeit nicht am Elektrizitätshandelsmarkt teilnehmen dürfen. Die Vorhaltung der strategischen Reserve erfolgt z. B. über bilaterale Verträge zwischen Netzbetreibern und Kraftwerksbetreibern wie in Schweden und Finnland oder über Ausschreibungsverfahren wie in Frankreich, vgl. (Süßenbacher, Schwaiger und Stigler 2011). Die in Frankreich als strategische Reserve kontrahierten Anlagen erhalten den angebotenen Kapazitätspreis für einen Zeitraum von zehn Jahren Beurteilung der Kapazitätsmechanismen Da in der Realität kein perfekt funktionierender Energy-Only-Markt vorhanden ist, ist das Eintreten des Missing-Money-Problems an existierenden Energy-Only-Märkten durchaus vorstellbar. Aus diesem Grund wurden bereits an einigen liberalisierten Elektrizitätsmärkten Kapazitätsmechanismen implementiert, wie diskutiert in Abschnitten und In vielen Ländern, in denen noch kein Kapazitätsmechanismus umgesetzt wird, ist eine intensive Diskussion über ein sinnvolles Konzept im Gange. Häufig wird daran gezweifelt, ob ein Kapazitätsmechanismus den erwünschten Investitionsanreiz schaffen kann. Außerdem besteht die Besorgnis, dass der durch die Marktliberalisierung zu erzielende Wettbewerb durch einen starken Markteingriff verzerrt wird. Die Begrenzung des Marktmachtpotentials stellt 23

34 ebenfalls einen wichtigen Aspekt in den politischen und wissenschaftlichen Diskussionen dar. Allerdings wurde bisher vergleichsweise kaum analysiert, mit welcher zusätzlichen Belastung die Verbraucher nach der Implementierung eines Kapazitätsmechanismus zu rechnen haben. In diesem Abschnitt werden die in Abschnitt 2.3 erläuterten Kapazitätsmechanismen hinsichtlich vier Aspekte verglichen: dem Investitionsanreiz, der Wettbewerbsverzerrung, dem Marktmachtpotential und der zusätzlichen Kosten für Verbraucher. Investitionsanreiz Aus Sicht eines Investors ist eine Investitionsalternative attraktiv, wenn die erwartete Rendite in der Zukunft bei akzeptablen Risiken eintritt. Die ursprüngliche Motivation für die Implementierung von Kapazitätsmechanismen besteht überwiegend in der Erhöhung eines Investitionsanreizes durch zusätzliche Zahlungen, die Investitionsrisiken deutlich vermindern können. Deshalb hängt die Effektivität eines Kapazitätsmechanismus hinsichtlich der Erhöhung des Investitionsanreizes davon ab, wie sicher diese Zahlungen sind und in welchen Zeitraum sie erfolgen sollen. Zweifelslos stellt eine direkte Subvention über einen langen Zeitraum wie beispielsweise die EEG-Vergütung unter allen Konzepten das effektivste Mittel dar. Durch die gesetzlich sichergestellten Vergütungspreise je kwh eingespeister Energie sowie die festgelegte Vergütungsdauer bis zu 20 Jahren erhalten die Investoren eine sehr hohe Planungssicherheit. Dies spiegelt sich im schnellen Wachstum der installierten Leistung der erneuerbaren Energien in Deutschland in den letzten Jahren wider. Für die Frage, ob genügender Investitionsanreiz durch eine Kapazitätszahlung erzielt werden kann, ist der administrativ festgelegte Kapazitätspreis von entscheidender Bedeutung. In der Regel kann der Prozess, in dem ein angemessenes Preisniveau gefunden wird, mehrere Runden der Preisanpassung in Anspruch nehmen. Darüber hinaus werden die Marktbedingungen ständig durch verschiedene Faktoren wie Lastentwicklung, Ausbau erneuerbarer Energien oder das Austauschverhalten mit Nachbarländern beeinflusst, was zusätzliche Schwierigkeiten für die Festlegung des Kapazitätspreises bereitet. Daher muss der Kapazitätspreis relativ häufig angepasst werden. Gilt der Kapazitätspreis nur für kurze Zeit, kann dieser für neue Investitionen keine wirkliche Planungssicherheit bieten. Bleibt der Kapazitätspreis dahingegen für mehrere Jahre gültig, ist die Gefahr relativ groß, dass eine durch einen unangemessenen Kapazitätspreis verursachte Über- oder Unterkapazität erst nach langer Zeit korrigiert werden kann. Ein Kapazitätsspotmarkt ist aufgrund der Kurzfristigkeit mit dem Konzept des Reserve- /Regelenergiemarkts vergleichbar. Der entscheidende Unterschied besteht jedoch darin, dass an einem Kapazitätsspotmarkt der Reservebedarf obligatorisch auf alle Energieversorger verteilt wird und die Kraftwerksbetreiber am vorhandenen Reservemarkt auf freiwilliger Basis bieten können. Abgesehen davon, dass für denselben Zweck (Reservevorhaltung) doppelt vergütet wird, ist ein langfristiges Preissignal durch einen Spothandel für Erzeugungska- 24

35 pazitäten nicht sichergestellt. Dahingegen hat ein Kapazitätsterminmarkt den Vorteil, dass der Kapazitätspreis für einen relativ langen Zeitraum gilt. Die Neuinvestitionen haben beispielsweise am Kapazitätsmarkt der PJM und des ISO-NE die Option, sich einen Kapazitätspreis für fünf Jahre nach der Inbetriebnahme der Anlage zu sichern. Da am Kapazitätsmarkt das benötigte Kapazitätsniveau direkt ausgeschrieben wird, ist die Gefahr von Über- und Unterkapazität im Vergleich zu einer Kapazitätszahlung wesentlich kleiner. Die ähnliche Einschätzung trifft auch auf den Ansatz der Verfügbarkeitsoptionen aufgrund der ebenfalls längeren Geltungsdauer des Kapazitätspreises zu. Das von Hogan vorgestellte Knappheitspreisverfahren sieht grundsätzlich keine versprochenen Zahlungen vor. Es ist deshalb denkbar, dass besonders risikoaverse Investoren keine Präferenz für diesen Ansatz zeigen würden. Da die Anlagen der strategischen Reserve den von einer Stilllegung bedrohten Bestandsanlagen entsprechen, ist ein unmittelbarer Investitionsanreiz für Neuanlagen nicht gegeben. Wettbewerbsverzerrung Elektrizität ist naturgemäß ein homogenes Produkt. Vereinfacht dargestellt wird elektrische Energie von verschiedenen Energieversorgern in die Elektrizitätsnetze eingespeist und über mehrere Netzebenen an Verbraucher geliefert. Eine physikalische Zuordnung der verbrauchten Energie zu Erzeugern ist bei hoher Anzahl von Marktteilnehmern kaum möglich. Vor der Liberalisierung herrschte am Elektrizitätsmarkt eine monopolistische Situation, in der Verbraucher keine Alternative hatten, als Elektrizität vom zuständigen Energieversorger zum vorgegebenen Preis zu beziehen. Die Marktliberalisierung ermöglicht es jedoch den Verbrauchern, zu Energieversorgern zu wechseln, die niedrigere Preise verlangen. So entsteht ein intensiver Preiswettbewerb, der den Elektrizitätspreis auf ein bei allen Anbietern vergleichbares Niveau drückt. Bei homogenen Produkten können die Anbieter ihre Gewinne nicht durch einen Preiswettbewerb deutlich verbessern. Zielführender stellt sich eine Kostensenkung durch Innovation dar 23. Von einem Innovationsanreiz, der durch den Wettbewerb intensiviert wird, profitieren letztendlich die Verbraucher. Bei der Gestaltung eines Kapazitätsmechanismus ist es deshalb wichtig zu beachten, ob dieser mit der erwünschten Wettbewerbsintensität vereinbar ist. Bei allen vorstellten Konzepten ist denkbar, dass eine direkte Subvention zur größten Wettbewerbsverzerrung führen könnte. Die subventionierten Technologien, die bisher keine überzeugende Wettbewerbsfähigkeit zeigen, erhalten durch die Subventionspolitik neben einer gesicherten Vergütung auch einen gesicherten Marktanteil. Sie drängen einerseits effizientere Technologien aus dem Markt. Andererseits müssen sie sich auch nicht der Aufgabe stellen, das Innovationspotential auszuschöpfen. Durch eine umfangreiche Subventionspolitik über einen relativ langen Zeitraum ist die gleichzeitige Gestaltung wettbewerblicher Marktwirtschaft grundsätzlich in Frage gestellt. 23 Eine Grundlage zu Wettbewerbstheorie ist beispielsweise in (B. Woeckener 2011) zu finden. 25

36 Auf ähnliche Weise schwächen die Kapazitätszahlungen und die Kapazitätsmärkte die Wettbewerbsintensität durch Abnahme des Preisdrucks der Investoren. Im Gegensatz zu einer direkten Subvention zielen diese beiden Konzepte auf gewisse gesicherte Kapazitäten ab, schränken jedoch wenig ein, wie diese Kapazitäten zusammengesetzt sein müssen. Der Ansatz der strategischen Reserve lässt sich zwar ohne großen organisatorischen Aufwand relativ zügig umsetzen. Die Beurteilung, dass er nur geringe Markteingriffe bedingt, z. B. in (Süßenbacher, Schwaiger und Stigler 2011), ist jedoch umstritten. Im Gegensatz zu dem Ziel eines Kapazitätsmechanismus Investitionen anzureizen, kann die Einführung einer strategischen Reserve das Gegenteil bewirken. Die Möglichkeit, unwirtschaftliche Anlagen als strategische Reserve anzubieten, verringert die Motivation eines Kraftwerksbetreibers, in neue effizientere Anlagen zu investieren. Das Knappheitspreisverfahren ist im Vergleich zu anderen Mechanismen am wenigsten auf einen Markteingriff angewiesen. Es wird Wert darauf gelegt, dass sich der Investitionsanreiz durch Preissignale an einem wettbewerblichen Markt bildet. Allerdings weicht das Verfahren von der üblichen Preisbildung am Elektrizitätsmarkt auf Basis einer ausschließlichen Elektrizitätsnachfrage ab und sieht stattdessen eine engere Verknüpfung zur Nachfrage nach Reserve vor. Aus der Verbindung des Spotmarktes und des Reservemarktes, an denen grundsätzlich dieselben Akteure teilnehmen, ist keine offensichtliche Wettbewerbsverzerrung festzustellen. Marktmachtpotential Nach (B. Woeckener 2010) wird von der Existenz von Marktmacht gesprochen, wenn ein Gütermarktanbieter einen merklichen Einfluss auf den Marktpreis hat. Diese entsteht durch einen merklichen Marktanteil des Anbieters und Marktzutrittsbarrieren, die die am Markt etablierten Anbieter vor neuen Konkurrenten schützen. Am Elektrizitätsmarkt haben die Energieversorger drei Möglichkeiten zur Ausübung von Marktmacht. Im einfachsten Fall würden sie zu einem höheren Preis als den kurzfristigen Grenzkosten bieten. Mit den anderen beiden Möglichkeiten, in denen sie Kapazitäten entweder zurückhalten oder sogar stilllegen, könnten sie den Marktpreis so weit erhöhen, dass mit anderen Kraftwerken in ihrem Besitz ein insgesamt höherer Gewinn zu erzielen ist (Lang 2007). Die Intensivierung des Wettbewerbs ist im Grunde die effektivste Vermeidung von Marktmacht. Bei niedriger Wettbewerbsintensität werden jedoch häufig zusätzliche Instrumente benötigt, um das Marktmachtpotential durch z. B. Preisobergrenzen einzuschränken oder die Marktmachtausübung durch Strafmaßnahmen abzuschrecken. Eine für längeren Zeitraum gesicherte Kapazitätsvergütung für neue Anlagen erhöht die Planungssicherheit und reduziert damit die Marktzutrittsbarrieren. Diese Vergütung kann sowohl in Form direkter Subvention als auch anhand einer Kapazitätszahlung oder eines Kapa- 26

37 zitätsmarktes ermöglicht werden. Sie trägt dazu bei, dass mehr Anbieter am Wettbewerb 24 teilnehmen. Mit der auf bestehende Anlagen abzielenden Kapazitätsvergütung ist jedoch nicht auszuschließen, dass große Energieversorger durch Zurückhaltung von Kapazitäten den Kapazitätspreis künstlich hoch halten könnten (Pfeifenberger, Spees und Schumacher 2009). Dieses Potential ist tendenziell noch größer, wenn die Energieversorger keine Pflicht haben, ihre Kapazitäten komplett anzubieten. Die Grundidee des Knappheitspreisverfahrens besteht in der Deckung der Investitionskosten durch Knappheitspreise. Die Knappheitspreise müssen ausreichend hoch sein und häufig genug auftreten, dass die langfristigen Vollkosten aller Kraftwerke, die für die Versorgungssicherheit benötigt werden, gedeckt werden können. Dabei besteht jedoch die Schwierigkeit, die echten Knappheitspreise von den hohen Preisen aufgrund von Marktmachtausübung zu differenzieren. Die Einschränkung bzw. Vermeidung von Marktmacht muss deshalb weiterhin durch zusätzliche Instrumente unterstützt werden. Zusätzliche Kosten für Verbraucher Durch einen Kapazitätsmechanismus erhalten die Energieversorger im Vergleich zu Energy- Only-Märkten mehr Erlöse, die im Endeffekt zusätzliche Kosten der Verbraucher darstellen. Die durch eine Kapazitätsvergütung reduzierten Planungsrisiken, werden somit unabhängig von der Verteilungsform 25 auf die Verbraucher übertragen. Generell ist zu erwarten, dass als Markt organisierte Mechanismen (Knappheitspreisverfahren und Kapazitätsmarkt), kosteneffizienter sind als Mechanismen mit Preisvorgaben (direkte Subventionen und Kapazitätszahlungen). Mit einem marktbasierten Mechanismus ergibt sich der Preis aus dem dynamischen Zusammenspiel von Nachfrage und Angebot, wohingegen ein vorgegebener Preis in der Regel nicht einem marktwirtschaftlichen Ergebnis entspricht. Allerdings hängen die Kapazitätspreise an Kapazitätsmärkten sehr häufig von den Nettokosten der neuen Spitzenlastanlagen ab. Die Ermittlung dieser Nettokosten basiert auf den erwarteten Kapital- und fixen Betriebskosten sowie der Erlöse aus Elektrizitätsmärkten der Anlagen. Die Anwendbarkeit dieser Kosten zur Festlegung des höchsten Kapazitätspreises, in der Regel ein Mehrfaches der Nettokosten, wird jedoch z. B. in (Wilson 2010) bezweifelt. Das Verfahren mit holländischen Auktionen, die bereits in Neuengland implementiert und von Bidwell in den Verfügbarkeitsoptionen vorgeschlagen wurden, überlassen es den Bietern, den Nettokosten einer neuen Anlagen einzuschätzen. So haben die Bieter, um den Zuschlag zu bekommen, kein Interesse, zu hohen Preisen zu bieten. Dieses Verfahren ist somit im Vergleich zur Vorgabe der Nettokosten effizienter. Gegenüber den anderen Mechanismen überlässt das Knappheitspreisverfahren dem Markt die größte Freiheit. Sowohl der Preis als auch die Menge ergeben sich aus einem marktwirt- 24 Es ist jedoch zu beachten, dass hier der Wettbewerb hinsichtlich der Elektrizitätserzeugung gemeint ist. Der Wettbewerb beim Errichten von Erzeugungskapazitäten wird jedoch durch solche Maßnahmen negativ beeinflusst, wie zuvor diskutiert zu Wettbewerbsverzerrungen. 25 Die EEG-Vergütung wird z. B. über die EEG-Umlage auf die Elektrizitätsverbraucher verteilt. 27

38 schaftlichen Wettbewerb. Es besteht deshalb ein großes Potential, das Knappheitspreisverfahren zu einem kosteneffizienten Kapazitätsmarktmechanismus weiter zu entwickeln Ausgewählte Studien in Deutschland Seit 2011 herrscht in Deutschland eine intensive Diskussion über die Notwendigkeit der Einführung eines Kapazitätsmechanismus sowie eine mögliche Ausgestaltung. Zahlreiche Studien wurden hierzu veröffentlicht, in denen teilweise konkrete Vorschläge für Ausgestaltungsmöglichkeiten beschrieben werden. Die Autoren und die Auftraggeber dieser Studien decken die Bereiche der Politik, der Industrie und der Wissenschaft ab und bereichern die aktuelle Diskussion aus unterschiedlichen Perspektiven. Die Vorschläge lassen sich grundsätzlich in zwei Konzepte aufteilen: Strategische Reserven und Kapazitätsmärkte. Die Kapazitätsmärkte können weiterhin ausschließlich für neue Anlagen oder für den gesamten Kraftwerkspark konzipiert sein. Sowohl in (Consentec 2012a) als auch in (Nicolosi 2012a) und (Nicolosi 2012b) wird das Konzept der strategischen Reserve für Bestandsanlagen als eine Übergangslösung angesehen. (Consentec 2012a) stellt fest, dass die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmarktes aus nationaler Sichtweise unausweichlich aus internationaler Sichtweise aber nicht notwendig ist. Allerdings sei in den nächsten zehn Jahren eine Kapazitätslücke von 4 bis 8 GW infolge einer Kraftwerksstilllegung von 6,5 bis 10,5 GW aus wirtschaftlichen Gründen zu erwarten. In dieser Übergangsphase, in der an einer langfristigen Lösung gearbeitet wird, sei es sinnvoll, eine Strategische Reserve zur Vermeidung der Kapazitätslücke einzuführen. Zur Bestimmung des Kapazitätspreises schlagen die Autoren die holländischen Auktionen vor. Eine ausführliche Umsetzungsmöglichkeit einer solchen strategischen Reserve wird in (Consentec 2012b) beschrieben. Nach (Nicolosi 2012a) und (Nicolosi 2012b) liegen zurzeit in Deutschland keine hinreichenden Anzeichen für ein Versagen des Energy-Only-Marktes in der mittleren Frist vor. Allerdings könnte die strategische Reserve die Funktion als Versicherung für das Funktionieren des Energy-Only-Marktes übernehmen. (Achner, et al. 2011) legt aufgrund einer modellgestützten Untersuchung dar, dass neue Erzeugungsanlagen auf Basis reiner Spotvermarktung die Vollkosten nicht decken können. Es wird deshalb ein auf die benötigten Zubaukapazitäten gezielter Kapazitätsterminmarkt vorgeschlagen. Um DSM und Retrofit zu integrieren, soll eine zeitlich nachgelagerte zweite Marktstufe durchgeführt werden. (Schlemmermeier und Diermann 2011) schlagen in ihrem Marktreformkonzept zwei Kapazitätsterminmärkte jeweils für Bestands- und für Neubauanlagen in Deutschland vor. Der Aufbau eines gemeinsamen Kapazitätsmarktes für alle Anlagen kann aus Sicht der Autoren aufgrund überwiegender Kapazitätsvergütung an fossilen Kraftwerken der angestrebten Energiewende möglicherweise entgegenwirken. In (Matthes, et al. 2012) wird ein ähnlicher Ansatz beschrieben. Allerdings werden Bestandsanlagen in Anlagen mit und ohne Investitionsbedarf eingeteilt. Für die beiden Anlagentypen sollen getrennte Kapazitätsauktionen durchgeführt werden. 28

39 Der in (Elberg, et al. 2012) vorgestellte Ansatz mit Versorgungssicherheitsverträgen greift auf den Ansatz in (Bidwell 2005) zurück. Auf einem gemeinsamen Kapazitätsterminmarkt sollen sowohl Neuinvestitionen als auch Bestandsanlagen zugelassen werden. Sie bekommen die Kapazitätsverfügung allerdings für unterschiedlich lange Zeiträume. In (Ecke, et al. 2013) wird für alle Erzeugungsanlagen ein Leistungsmarkt vorgeschlagen, an dem gesicherte Kapazitäten in Form von Leistungszertifikaten sowohl kurzfristig als auch langfristig gehandelt werden. Die Kraftwerksbetreiber bieten dort ihre sicher zur Verfügung stehenden Kapazitäten an. Die Nachfrager, die z. B. große Stromabnehmer und Endkunden versorgende Unternehmen sein können, beschaffen nach eigenem Bedarf die benötigten Leistungszertifikate am Leistungsmarkt. Es wird allerdings kein Versorgungssicherheitsniveau vorgegeben. In Tabelle 2.3 sind die Konzepte der zuvor diskutierten Studien entsprechend den in Abschnitt 2.2 angesprochenen Merkmalen charakterisiert. 29

40 Tabelle 2.3: Zusammenfassung der Vorschläge zu Kapazitätsmechanismen in Deutschland (Nicolosi 2012b) (Achner, et al. 2011) Vergütungsumfang Vergütungsdauer Vorlaufzeit Bestandsanlagen 3 bis 7 Jahre / 2 Jahre Strategische Reserve Kapazität k. A. Bestandsanlagen k. A. k. A. Kapazitätsterminmarkt in der 1. Marktstufe Kapazitätsterminmarkt in der 2. Marktstufe (Schlemmermeier Kapazitätsterminmarkt für und Diermann Neuanlagen 2011) Kapazitätsterminmarkt für Bestandsanlagen (Matthes, et al. Kapazitätsterminmarkt für 2012) Neuanlagen Kapazitätsterminmarkt für Bestandsanlagen mit Investitionsbedarf Kapazitätsterminmarkt für Bestandsanlagen ohne Investitionsbedarf (Elberg, et al. Kapazitätsterminmarkt mit 2012) Versorgungssicherheitsverträgen (Ecke, et al. 2013) Kapazitätsspot- und - terminmarkt Kapazität Studie Kapazitäts-mechanismus Vergütungsgegenstand Bestimmung der Vergütungspreise (Consentec 2012a) Strategische Reserve Kapazität Holländische Auktionen / (Consentec 2012b) (Nicolosi 2012a) Einheitspreisverfahren Neuanlagen Einmalzahlung 5 Jahre Bestandsanlagen 6 bis 9 Monate / 3 bis 6 Monate 1 Jahr Kapazität Kapazitätsauktion Neuanlagen Über 15 Jahre 3 bis 5 Jahre Kapazität Kapazität (Verfügbarkeitsoptionen) Kapazität (Leistungszertifikate) Holländische Auktionen Holländische Auktionen z. B. Einheitspreisverfahren Bestandsanlagen Bis 5 Jahre 1 bis 5 Jahre Neuanlagen Über 15 Jahre 4 Jahre Bestandsanlagen mit Investitionsbedarf Bestandsanlagen ohne Investitionsbedarf Alle Anlagen Über 4 Jahre Über 1 Jahr 15 Jahre für Neuanlagen, 1 Jahr für Bestandsanlagen 4 Jahre 1 Jahr 5 bis 7 Jahre Alle Anlagen z. B. 1 Jahr z. B. 1 Jahr 30

41 3. Kurzanalyse der deutschen Elektrizitätswirtschaft 3.1. Elektrizitätsmarkt in Deutschland Die heutige Struktur des deutschen Elektrizitätsmarktes entspricht im Wesentlichen dem Konzept eines Energy-Only-Marktes. Seit der Liberalisierung wird der traditionelle bilaterale Handel (Over The Counter, OTC) von elektrischer Energie immer mehr durch Handel an Börsenmärkten ersetzt. Der Börsenmarktpreis ist heutzutage ein wichtiger Anhaltspunkt für den weiterhin stattfindenden OTC-Handel. Die Börsenmärkte sorgen anhand standardisierter Produkte dafür, dass Elektrizität zu einheitlichen Bedingungen transparent gehandelt wird. In Deutschland findet der Handel von elektrischer Energie sowohl für kurzfristige Lieferung am Spotmarkt als auch für längerfristige Lieferung am Terminmarkt statt. Am Spotmarkt wird zwischen Day-Ahead-Auktion und Intraday-Auktion unterschieden. Während in den Day-Ahead-Auktionen Elektrizitätslieferung für die einzelnen Stunden bzw. Stundenblöcke des Folgetages gehandelt wird, erlauben die Intraday-Auktionen den Handel von noch flexibleren Produkten (mit 15-minütigen oder stündlichen Lieferperioden) bis zu 45 Minuten vor Lieferbeginn 26. Am Day-Ahead-Markt bilden sich die Preise nach dem Einheitspreisverfahren, indem alle angenommenen Angebote zum einheitlichen Markträumungspreis vergütet werden. Im Gegensatz dazu erhalten die erfolgreichen Angebote am Intraday-Markt den individuellen Gebotspreis entsprechend dem Gebotspreisverfahren. Am Terminmarkt wird Elektrizität mit Lieferung in der Zukunft als Futures gehandelt. Handelbare Lieferperioden sind Wochen (Week-Futures), Monate (Month-Futures), Quartale (Quarter-Futures) und Jahre (Year- Futures) 27. Die Futures-Produkte werden nicht durch physische Lieferung sondern ausschließlich durch Barausgleich finanziell erfüllt. Allerdings haben die Börsenteilnehmer die Möglichkeit, finanzielle Lieferung komplett oder zum Teil mit einer physischen Lieferung am Spotmarkt zu verbinden. Des Weiteren können am Terminmarkt auch Optionen auf Futures gehandelt werden 28. Der Terminmarkt kann mit den verschiedenen Handelsprodukten zur Absicherung gegen Preisrisiken am zukünftigen Spotmarkt genutzt werden. Die kurzfristige Versorgungszuverlässigkeit im Bereich der Elektrizitätserzeugung wird in Deutschland durch die Vorhaltung von ausreichenden Reserveleistungen 29 sichergestellt, die hinsichtlich des Regelungsbedarfs zwischen Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung (Minutenreserveleistung) unterschieden werden, siehe auch Abschnitt Diese Einteilung entspricht den Handelsprodukten am deutschen Regelenergiemarkt. Der Reservebedarf wird durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) über eine gemeinsame Internetplattform 30 ausgeschrieben. Während die Primärregelleistungen nur zum Leistungspreis vergütet werden, 26 Siehe Zugriff am Vgl. (EEX 2012) 28 Ausführliche Beschreibung ist in (EEX 2012) zu finden. 29 Seit Juni 2013 werden auch abschaltbare Lasten am deutschen Regelenergiemarkt ausgeschrieben. 30 https://www.regelleistung.net. 31

42 werden für Sekundärregel- und Minutenreserveleistungen neben Leistungspreisen auch Arbeitspreise bestimmt. Die Arbeitspreise erhalten die Anbieter allerdings nur im Falle eines tatsächlichen Abrufs. Mit der neuesten Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) (Deutsche Bundesregierung 2012) wird auch der Bedarf an abschaltbaren Lasten am Regelenergiemarkt ausgeschrieben. Diese werden ebenfalls anhand von Leistungs- und Arbeitspreisen vergütet. Die verschiedenen Handelsmärkte tragen dazu bei, dass am deutschen Elektrizitätsmarkt ein möglichst intensiver Wettbewerb vorhanden ist. Die Erlöse, die an diesen Märkten zu erzielen sind, sollen Investitionsanreize für neue Anlagen schaffen. An einem funktionierenden Energy-Only-Markt spiegeln sich die kurzfristige und langfristige Kapazitätsknappheit sowohl in den Elektrizitätspreisen an Spot- und Terminmärkten als auch in den Leistungspreisen am Regelenergiemarkt wider. (Erdmann 2012) betrachtet das Terminpreisniveau als ein entscheidendes Indiz dafür, ob genügender Investitionsanreiz existiert, da die deutschen EVUs heutzutage bis zu 90 % der erwarteten Absatzmengen auf diversen Terminmärkten beschaffen. Wenn Kapazitätsengpässe in der Zukunft zu erwarten sind, steigen zwangsläufig die Terminmarktpreise. Das Problem fehlender Kraftwerksinvestitionen besteht nach der Studie in der Sorge der Investoren vor erratischen und unvorhersehbaren öffentlich-rechtlichen Interventionen. Die zukünftige Entwicklung des deutschen Elektrizitätsmarktes unterliegt einem starken politischen Eingriff. Der Marktanteil erneuerbarer Energien soll von den heutigen etwas über 20 % auf 80 % am Bruttoelektrizitätsverbrauch bis zum Jahr 2050 erhöht werden. Dies soll durch die EEG-Vergütung erreicht werden. Angesichts einer verpflichteten vorrangigen Abnahme, Übertragung und Verteilung der Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien, die zum größten Teil auf fluktuierenden Energiequellen basiert, wird die Versorgungssicherheitsaufgabe kontinuierlich größer. Die fluktuierenden Einspeisungen bedingen einerseits enorme Investitionen in flexiblen Erzeugungs- und Speichertechnologien. Andererseits verkleinern sie sowohl die Einsatzstunden als auch die Deckungsspannen konventioneller Anlagen und dadurch den Investitionsanreiz. Der steigende Anteil von erneuerbaren Energien wird deshalb das Missing-Money-Problem noch weiter verschärfen. Ohne Integration dieser Technologien in den wettbewerblichen Markt würde nach (Erdmann 2012) eine Rückkehr der deutschen Elektrizitätswirtschaft in stattlich geschützte Monopole drohen. 32

43 3.2. Gewährleistung der Systemzuverlässigkeit Notwendigkeit disponibler Kraftwerkskapazitäten für die Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs Verantwortlich für den stabilen Betrieb des Netzes zur öffentlichen Stromversorgung sind die ÜNB (Deutsche Bundesregierung 2013). Um einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten zu können, sind diese jedoch auf bestimmte Vorleistungen der Stromerzeugungsanlagen angewiesen, die über die fahrplanmäßige Netzeinspeisung von Wirkleistung hinausgehen (Berndt, et al. 2007). Zur Erbringung dieser Leistungen müssen die Erzeugungsanlagen teilweise spezielle Anforderungen bezüglich ihrer technischen Fähigkeiten oder ihrer Standorte bzw. ihrer Netzanschlusspunkte erfüllen. In diesem Kapitel wird erörtert, inwiefern disponibel einsetzbare Kraftwerkskapazitäten für die Erbringung dieser Vorleistungen notwendig sind und welche Anforderungen diese erfüllen müssen. Vermeidung von Netzengpässen ( Redispatchfähigkeit ) Um eine Gefährdung von Personen und technischen Einrichtungen auszuschließen und eine stabile Übertragung elektrischer Energie gewährleisten zu können, müssen die Stromstärke und die Spannung an jedem Punkt eines elektrischen Netzes innerhalb gewisser Grenzen gehalten werden. Entsprechend den in Deutschland und Europa gültigen Richtlinien ist beim Netzbetrieb außerdem das (N-1)-Kriteriums zu beachten, welches eine Betriebsweise vorschreibt, die auch bei Ausfall eines Betriebsmittels nicht zur Verletzung der genannten Grenzen führt (Berndt, et al. 2007) 31. Die Einhaltung des (N-1)-Kriteriums ist vom ÜNB auf Basis der Fahrplananmeldungen sowie im laufenden Betrieb durch Netzsicherheitsrechnungen zu überprüfen. Wird dabei festgestellt, dass die notwendige Übertragungskapazität des Netzes die (N-1)-gesichert verfügbare Übertragungskapazität überschreitet, spricht man von einem Netzengpass, der von dem verantwortlichen ÜNB durch vorbeugende bzw. kurative Maßnahmen verhindert bzw. beseitigt werden muss. Falls sich schaltungstechnische Eingriffe dafür als nicht ausreichend erweisen, müssen die Kraftwerksfahrpläne durch direkte oder indirekte Eingriffe in den Strommarkt so beeinflusst werden, dass das Netz an der Stelle des Engpasses entlastet wird. Voraussetzung für diese Eingriffe ist die Verfügbarkeit disponibel einsetzbarer Kraftwerke. Der Standort dieser Kraftwerke ist dabei von großer Bedeutung, da die engpassentlastende Wirkung der Maßnahme stark vom Ort der Leistungseinspeisung bzw. Entnahme innerhalb der Netztopologie abhängt (Frontier Economics; Consentec 2008). Das zur Engpassbeseitigung bzw. -prävention notwendige Vorgehen hängt davon ab, auf welche der oben genannten physikalischen Größen eingewirkt werden muss. 31 Siehe auch Operationshandbuch des ENTSO-E: https://www.entsoe.eu/publications/systemoperations-reports/operation-handbook/. 33

44 - Strombezogene Engpässe Elektrische Ströme im Netz führen zu einer thermischen Belastung der Netzbetriebsmittel und zum Durchhängen der Leiterseile aufgrund ihrer thermischen Ausdehnung. Der elektrische Strom über ein Netzbetriebsmittel und somit auch die übertragbare Leistung sind deshalb nach oben begrenzt. Wird diese Grenze im (N-1)-Fall überschritten, spricht man von einem strombezogenen Netzengpass. Aufgrund der ungleichmäßigen Verteilung von Stromerzeugern und -verbrauchern sowie aufgrund der zunehmenden Stromerzeugung durch Windenergieanlagen in Norddeutschland treten starke Leistungsflüsse aktuell häufig zwischen dem Norden bzw. Nordosten und dem Süden bzw. Westen Deutschlands auf. Als Folge davon treten auch strombezogene Netzengpässe gehäuft auf den entsprechenden Übertragungsleitungen zwischen diesen Netzregionen auf. Diese Schwachstellen im Netz werden durch die in (FGH; Consentec; IAEW 2012) auf Basis des aktuellen Zustands des deutschen Übertragungsnetzes ausgeführten Simulationen bestätigt (siehe Abbildung 3.1). Abbildung 3.1: Häufige Netzengpässe im Deutschen Übertragungsnetz (FGH; Consentec; IAEW 2012). 34

45 Im Fall eines strombezogenen Netzengpasses, der nicht durch schaltungstechnische Maßnahmen behoben werden kann, muss der Stromfluss über das entsprechende Betriebsmittel durch geeignete Maßnahmen reduziert werden. Typischerweise werden dazu Kraftwerke auf der Seite mit dem Erzeugungsüberschuss in der Wirkleistungseinspeisung reduziert und auf der anderen Seite in der Wirkleistungseinspeisung erhöht (Bundesnetzagentur 2012). Die engpassentlastende Wirkung des Eingriffs hängt dabei maßgeblich vom Ort des Eingriffs innerhalb der Netztopologie ab. Die Eignung eines Kraftwerkanschlusspunktes zur Durchführung solcher Maßnahmen lässt sich durch die Knoten-Zweig-Sensitivität quantifizieren, die die Leistungsflussänderung über das engpassbehaftete Betriebsmittel ins Verhältnis zur Einspeiseänderung am Anschlusspunkt setzt (Frontier Economics; Consentec 2008). Abbildung 3.2 zeigt die Verteilung der Knoten-Zweig-Sensitivitäten bezüglich der in (FGH; Consentec; IAEW 2012) identifizierten, typischerweise sehr hoch ausgelasteten Leitungen auf denen häufig Engpässe auftreten. Dabei symbolisieren die grünen Flächen Bereiche mit positiven Knoten-Zweig-Sensitivitäten. Zur Entlastung der Engpässe müssen an diesen Standorten also disponible Kraftwerke vorhanden sein, die im Zuge des Engpassmanagements in der Wirkleistungseinspeisung erhöht werden können. Die entsprechende Absenkung der Wirkleistungseinspeisung auf den roten Flächen kann dagegen prinzipiell auch durch eine Abregelung der Einspeisung durch Windenergieanlagen erfolgen. Aus der Abbildung wird ersichtlich, dass disponible Kraftwerkskapazitäten beim aktuellen Zustand des deutschen Übertragungsnetzes zur Durchführung strombezogener Engpassmanagement-Maßnahmen überwiegend im Süden und Westen Deutschlands benötigt werden. Da der Übertragungsbedarf durch den weiteren Zubau der Windenergienutzung in Norddeutschland bzw. im Offshore-Bereich in den nächsten Jahren voraussichtlich weiter ansteigen wird (Deutsche Übertragungsnetzbetreiber 2012), ist zukünftig mit einer Verschärfung dieser Situation zu rechnen, falls mit der zunehmenden Windenergienutzung kein entsprechender Netzausbau einhergeht. - Spannungsbezogene Engpässe Um Stromverbraucher, -Erzeuger und Netzbetriebsmittel vor Schäden zu schützen, dürfen Spannungen im Netz eine gewisse obere Grenze nicht überschreiten. Gleichzeitig müssen untere Spannungsgrenzen eingehalten werden um einen Spannungskollaps zu verhindern und die sichere Energieübertragung zu gewährleisten (Gutekunst, Lehner und Remppis 2013). Da Übertragungsleitungen auf Höchstspannungsebene eine hohe Reaktanz im Vergleich zu ihrer Resistanz aufweisen, wird die Spannung an einem Netzknoten maßgeblich durch die lokale Entnahme bzw. Einspeisung von Blindleistung beeinflusst. Darüber hinaus hat der lastabhängige Blindleistungsbedarf der Netzbetriebsmittel selbst einen signifikanten Einfluss auf die Spannungen im Netz. 35

46 Engpass Engpass Engpass Engpass Abbildung 3.2: Knoten-Zweig-Sensitivitäten für häufig engpassbehaftete Verbindungen im deutschen Übertragungsnetz. Aufgrund der oben erwähnten Zusammenhänge erfordert die Spannungsbegrenzung im Übertragungsnetz die lokale Kompensation des Blindleistungsbedarfs der Lasten und Netzbetriebsmittel. Typischerweise erfolgt die dazu erforderliche Blindleistungsbereitstellung durch Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke, die durch übererregten bzw. untererregten Betrieb die Netzspannung sowohl hebend als auch senkend beeinflussen können. Der Netzanschlusspunkt der Kraftwerke muss sich dabei allerdings aufgrund der vergleichsweise hohen Reaktanz im Übertragungsnetz nahe dem Netzknoten befinden, dessen Spannung beeinflusst werden soll. Bei thermischen Kraftwerken ist in der Regel außerdem eine gleichzeitig erfolgende Wirkleistungseinspeisung Voraussetzung für Blindleistungsbereitstellung, die Kraftwerke müssen also in Betrieb sein um zur Spannungshaltung beitragen zu können. Andererseits ist die Blindleistungsbereitstellung aufgrund der elektrisch-mechanischen 36

47 Eigenschaften typischer Synchrongeneratoren bei maximaler Wirkleistungseinspeisung nicht in vollem Umfang möglich (Crastan 2007). Stehen im Fall einer Verletzung der Spannungsgrenzen im (N-1)-Fall nicht genügend Blindleistungsquellen zur Verfügung um die Spannung wieder in den zulässigen Bereich zu überführen, muss somit die Wirkleistungseinspeisung von Kraftwerken angepasst werden um diese in die Lage zu versetzen, die benötigte Blindleistung zu erbringen. Ähnlich wie bei der Durchführung strombezogener Maßnahmen zum Engpassmanagement sind dabei die Anschlusspunkte der dazu eingesetzten Kraftwerke innerhalb der Netztopologie und somit die Kraftwerksstandorte von entscheidender Bedeutung. Die in (FGH; Consentec; IAEW 2012), (Deutsche Übertragungsnetzbetreiber 2012) und (Gutekunst, Lehner und Remppis 2013) ausgeführten Simulationen zeigen für die kommenden Jahre übereinstimmend einen hohen Bedarf an Blindleistung zur Spannungshebung im Westen und Süden Deutschlands auf. Dies lässt sich auf die hohe induktive Blindlast der dort ansässigen Industrie sowie auf die hohe Auslastung der dorthin führenden Übertragungsleitungen zurückführen. Lediglich Im Nordosten Deutschlands ist mit eher hohen Spannungen zu rechnen, zur Spannungsbegrenzung wird hier allerdings betragsmäßig deutlich weniger Blindleistung benötigt. Zusammenfassend lässt sich also sagen, dass disponible Kraftwerkskapazitäten zur Spannungshaltung im absehbaren Zeitbereich überwiegend im Westen und Süden Deutschlands benötigt werden. Der genaue Bedarf hängt allerdings stark von der Geschwindigkeit des Netzausbaus sowie von der zukünftigen Verfügbarkeit alternativer Methoden zur Spannungshaltung (statische Kompensationseinrichtungen, FACTS, rotierende Phasenschieber, Blindleistungsbereitstellung durch regenerative Stromerzeuger) ab. Gewährleistung des Wirkleistungsgleichgewichts ( Regelfähigkeit ) Da Stromnetze kaum elektrische Energie speichern können, muss die ins Netz eingespeiste Wirkleistung zu jedem Zeitpunkt der entnommenen Wirkleistung entsprechen. Dieses Wirkleistungsgleichgewicht kann allerdings durch verschiedene Einflussfaktoren wie Kraftwerks- oder Lastausfälle, Lastrauschen oder Fehler der Last-, Wind- oder Solarprognose gestört werden. Diese Störungen müssen zur Stabilisierung der Netzfrequenz und zur Aufrechterhaltung eines sicheren Netzbetriebs durch die Aktivierung vorgehaltener Regelleistung ausgeglichen werden. Die Wirkleistungs-Frequenz-Regelung liegt im Verantwortungsbereich der ÜNB, die dazu jedoch auf die Vorhaltung der notwendigen Reserveleistung durch geeignete Stromerzeugungsanlagen angewiesen sind. In den Regelzonen des kontinentaleuropäischen Verbundnetzes sind verschiedene Regelmechanismen implementiert, die zur Ausregelung von Wirkleistungsungleichgewichten in unterschiedlichen Zeitbereichen dienen und deshalb unterschiedliche Anforderungen an die 37

48 leistungsvorhaltenden Anlagen stellen 33. Diese Anforderungen resultieren in unterschiedlichen Präqualifikationsanforderungen für die Teilnahme an den entsprechenden Regelleistungsmärkten 34. Im Folgenden werden die wesentlichen Anforderungen der einzelnen Regelmechanismen zusammengefasst und auf Basis der aktuell in Deutschland vorzuhaltenden Regelleistung 35 überschlagsmäßig die jeweils notwendige disponible Kraftwerkskapazität bestimmt. - Primärregelung Aufgabe der Primärregelung ist die schnellstmögliche Stabilisierung der Netzfrequenz bei Störungen durch auftretende Wirkleistungsungleichgewichte. Die dazu vorgehaltene Leistung wird im Fall von Sollwertabweichungen der Netzfrequenz solidarisch im gesamten Verbundnetz abgerufen und muss innerhalb von 30 s vollständig aktivierbar sein. Aufgrund der geforderten schnellen Aktivierbarkeit wird Primärregelleistung (PRL) aktuell ausschließlich durch thermische oder hydraulische Kraftwerke vorgehalten, die sich bereits im netzsynchronen Betrieb befinden. Unter Annahme typischer Kraftwerksparameter wird dazu deutschlandweit eine gesamte disponible Kraftwerkskapazität mit einer Nennleistung von ca. 11,5 GW benötigt, die allerdings permanent im netzsynchronen Betrieb gehalten werden muss. Außerdem müssen die entsprechenden Kraftwerke über die zur Primärregelung notwendige Leittechnik verfügen. - Sekundärregelung Die Sekundärregelung dient der Rückführung der Netzfrequenz auf ihren Sollwert und der Ablösung der aktivierten Primärregelleistung. Die vorgehaltene Sekundärregelleistung (SRL) wird nur innerhalb der Regelzone angefordert, in der eine Störung aufgetreten ist 36 und muss innerhalb von 5 Minuten vollständig aktivierbar sein. Sekundärregelleistung kann durch ausreichend flexible, in Betrieb befindliche thermische Kraftwerke oder auch durch stillstehende hydraulische Kraftwerke vorgehalten werden. Entsprechend schwankt die Gesamtnennleistung der hierfür benötigten disponiblen Kraftwerkskapazität zwischen ca. 2,1 GW (vollständige Vorhaltung durch stillstehende hydraulische Kraftwerke) und ca. 10 GW (vollständige Vorhaltung durch im Betrieb befindliche thermische Kraftwerke). Voraussetzung für die SRL-Vorhaltung ist neben der notwendigen Flexibilität außerdem die leittechnische Anbindung an die Netzleittechnik - Tertiärregelung 33 Siehe Operationshandbuch des ENTSO-E: https://www.entsoe.eu/publications/system-operationsreports/operation-handbook/. 34 Siehe 35 PRL: 576 MW, SRL+: 2091, SRL-: 2043 MW, TRL+: 2593 MW, TRL-: 2716 MW, Siehe 36 Im Rahmen von regelzonenübergreifenden Vereinbarungen wie dem deutschen Netzregelverbund (NRV) kann auch Sekundärregelleistung aus anderen Regelzonen angefordert werden. 38

49 Ziel der Tertiärregelung ist die Ablösung und Freisetzung der aktivierten Sekundärregelleistung. Die vorgehaltene Tertiärregelleistung (TRL) bzw. Minutenreserve muss innerhalb von 15 Minuten vollständig aktivierbar sein. Innerhalb dieser Zeitspanne können neben hydraulischen Kraftwerken auch Gasturbinen aus dem Stillstand angefahren werden. Die für die Tertiärregelung vorzuhaltende, disponible Kraftwerkskapazität entspricht somit der notwendigen Regelreserve von derzeit ca. 2,7 GW. - Bedeutung der Kraftwerksstandorte Voraussetzung für den zuverlässigen Ausgleich von Wirkleistungsungleichgewichten ist ein engpassfreies Netz zwischen der gestörten Netzregion und den Anschlusspunkten der ausgleichenden Kraftwerke. Für das Entstehen von Netzengpässen macht es allerdings keinen Unterschied ob die Leistungsflüsse aus dem markt- bzw. fahrplangetriebenen Kraftwerkseinsatz oder aus der Einspeisung von Regelenergie resultieren. Die Wirkleistungs-Frequenz- Regelung stellt daher keine Ansprüche an die örtliche Verteilung der installierten Kraftwerkskapazität, die über die oben beschriebenen Ansprüche des Engpassmanagements hinausgehen. Voraussetzung ist jedoch, dass in jeder Netzregion ausreichend Kraftwerkskapazität vorhanden ist, die nicht nur zum Engpassmanagement disponibel einsatzbar ist, sondern außerdem die Präqualifikationsanforderungen der Wirkleistungs-Frequenz-Regelung erfüllt. Versorgungswiederaufbau Im Fall von Großstörungen, die zum großflächigen Netzzusammenbruch im Verbundsystem führen, sind die ÜNB zur Organisation des zügigen Wiederaufbaus der Stromversorgung verpflichtet (Berndt, et al. 2007). Das typische Vorgehen hängt dabei davon ab, ob ein benachbartes, durch ausreichend leistungsstarke Übergabestellen verbundenes Teilnetz zur Verfügung steht, welches nicht von der Störung betroffen ist. In diesem Fall kann der Versorgungswiederaufbau ausgehend von den Spannungsgebenden Kuppelknoten erfolgen (Krüger, et al. 2008). Andernfalls ist der Netzbetreiber jedoch auf die Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten in seinem Netz angewiesen, die sich beim Netzzusammenbruch entweder im Eigenbedarfsbetrieb gefangen haben (was einen Betrieb der Anlagen zum Zeitpunkt des Zusammenbruchs voraussetzt) oder aber schwarzstartfähig sind, also auch ohne Anliegen einer Spannung auf der Netzseite des Anschlusspunktes angefahren werden können. Letzteres trifft vorwiegend auf Gasturbinen und hydraulische Kraftwerke zu. Die in Deutschland zum Versorgungswiederaufbau benötigte disponible Kraftwerkskapazität hängt von den zeitlichen Anforderungen an das Netzwiederaufbaukonzept, von der örtlichen Verteilung der Anlagen sowie von der eventuellen Schwarzstartfähigkeit vorhandener regenerativer Stromerzeuger ab. Eine Quantifizierung ist daher nur im Rahmen umfangreicherer Folgeuntersuchungen möglich. 39

50 Bestehende Märkte und Vergütungsmodelle für Systemdienstleistungen Im vorhergehenden Abschnitt wurde gezeigt, dass zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs die Erbringung verschiedener Vorleistungen seitens der Stromerzeugungsanlagen notwendig ist. Aus diesem Grund existieren bereits im aktuellen deutschen und europäischen Stromversorgungssystem verschiedene Märkte und Vergütungsmodelle für diese Vorleistungen. Diese werden im Folgenden kurz vorgestellt und erörtert, ob diese Märkte bereits heute Anreize zur langfristigen Vorhaltung von Kraftwerkskapazität erzeugen. Vergütungsmodelle beim Engpassmanagement Das aktuell in Deutschland angewandte Engpassmanagement unterscheidet fundamental zwischen Netzengpässen auf den Verbundübergabestellen zum Ausland einerseits und innerdeutschen Engpässen andererseits. Auf den Kuppelstellen zum Ausland findet ein vorbeugendes Engpassmanagement statt 37, die Strommärkte werden also bereits vor bzw. während dem Handelsgeschehen so beeinflusst, dass Netzengpässe möglichst unterbunden werden. Dies erfolgt je nach Markt durch die explizite Versteigerung von Übertragungskapazitäten oder durch die implizite Berücksichtigung der Übertragungskapazitäten im Handelsalgorithmus der Strombörsen (Paulun 2013). Innerhalb des deutschen Übertragungsnetzes werden dagegen lediglich Maßnahmen zum kurativen Engpassmanagement durchgeführt. Die Übertragungsnetzbetreiber führen dazu nach Abschluss des Handelsgeschehens am Elektrizitätsmarkt Netzsicherheitsrechnungen durch und greifen im Fall von Netzengpässen durch die oben beschriebenen strom- oder spannungsbezogenen Maßnahmen in den Kraftwerkseinsatz ein. Stromerzeugungsanlagen ab einer installierten Leistung von 50 MW sind dabei zur Durchführung der vom jeweiligen ÜNB angeordneten Redispatchmaßnahmen gegen eine entsprechende Vergütung verpflichtet (Bundesnetzagentur 2012). Der hier angewandte Vergütungsmechanismus ist so gestaltet, dass dem Betreiber einer in der Wirkleistungseinspeisung erhöhten Anlage die bei der Durchführung der Maßnahmen entstehenden variablen Stromerzeugungskosten erstattet werden. Bei einer angeordneten Absenkung der Wirkleistungseinspeisung müssen dagegen die eingesparten Kosten vom Kraftwerksbetreiber gezahlt werden. Ziel dieses kostenbasierten Redispatches ist es also, die Anlagenbetreiber finanziell so zu stellen, als seien keine entsprechenden Maßnahmen durchgeführt worden (Bundesnetzagentur 2012). Ein Markt für Redispatchmaßnahmen existiert hingegen nicht. Somit wird verhindert, dass größere Kraftwerksbetreiber ihre Marktmacht missbrauchen um Netzengpässe zu erzeugen und anschließend vom Redispatch zu profitieren (Frontier Economics; Consentec 2008). Dieses Verhalten wurde beispielsweise in Texas oder Kalifornien nach Einführung eines marktbasierten Redispatches beobachtet. Allerdings wird umgekehrt auch kein Anreiz geschaffen, Kraftwerke engpassentlastend einzusetzen oder Schwachstellen im Netz bei der Planung neuer Anlagen zu berücksichtigen. 37 Die Verbundübergabestellen zwischen Deutschland und Österreich stellen eine Ausnahme dar, da hier aktuell keine vorbeugende Engpassbewirtschaftung stattfindet. 40

51 Neben dem aktuell in Deutschland angewandten kostenbasierten Redispatch und dem bereits angesprochenen marktbasierten Redispatch sind noch weitere Verfahren zum Engpassmanagement im deutschen Verbundnetz denkbar, die sich bezüglich den von ihnen ausgehenden Anreizeffekten für Kraftwerks- und Netzbetreiber teilweise erheblich voneinander unterschieden Dazu zählen u. A. die explizite Versteigerung von Einspeiserechten sowie die Einführung verschiedener innerdeutscher Preiszonen am Elektrizitätsmarkt (Market Splitting). Diese Verfahren werden in (Frontier Economics; Consentec 2008) verglichen und Kriterien zum Übergang auf ein anderes Verfahren formuliert. Dort wird allerdings auch darauf hingewiesen, dass durch ein regulatorische Regime zum Engpassmanagement aufgrund nicht garantierter langfristiger Stabilität dieses Regimes nur eingeschränkt Anreizeffekte für netzentlastende Kraftwerksneubauten ausgehen können. Reservekraftwerksverordnung Aufgrund der bereits beschriebenen häufigen Netzengpässe auf den Nord-Süd- Verbindungen des deutschen Übertragungsnetzes und der gleichzeitigen Stilllegung von Spitzenlastkraftwerken in Süddeutschland aus wirtschaftlichen Gründen kam es in den vergangenen Jahren speziell im Winter vermehrt zu Situationen, in denen nur wenig disponible Kraftwerksleistung für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stand. Die ÜNB verpflichteten daraufhin Kraftwerksbetreiber auf Basis bilateraler Verträge dazu, Kraftwerkskapazitäten gegen entsprechende Vergütung in Betrieb zu halten. Diese Praxis ist im Juni 2013 durch eine Reservekraftwerksverordnung in einen systematischen und transparenten Prozess überführt worden. Die Verordnung umfasst folgende Punkte (Deutsche Bundesregierung 2013): Zum einen sind die ÜNB entsprechend der Verordnung dazu verpflichtet, die für die Erhaltung der Netzstabilität notwendige Netzreserve auf Basis einer transparenten Ausschreibung zu beschaffen. Reservekraftwerke nehmen dann nicht mehr am Energiemarkt teil, sondern halten ausschließlich Leistung für die Beseitigung von Netzengpässen vor. Die Vergütung bereits bestehender Anlagen erfolgt kostenbasiert. Falls nötig, können die ÜNB auch den Bau neuer Anlagen für den Betrieb als Reservekraftwerk ausschreiben. Zum anderen können Betreiber systemrelevanter Kraftwerke durch die Verordnung dazu verpflichtet werden, auf geplante Stilllegungen der Kraftwerke zu verzichten und die Kraftwerke als Reservekraftwerk weiter zu betreiben. Dem Betreiber werden die hierfür erforderlichen Kosten erstattet, was auch eine Vergütung der Leistungsvorhaltung umfassen kann. Um falsche Anreizsetzungen zu vermeiden, müssen erhaltene Leistungsvergütungen bei einer späteren Rückkehr an den Elektrizitätsmarkt durch den Kraftwerksbetreiber zurückgezahlt werden. Die Reservekraftwerksordnung ist jedoch explizit als Übergangslösung gedacht und wird vom Gesetzgeber nicht als Ersatz für ein Elektrizitätsmarktdesign betrachtet, welches nachhaltig 41

52 Anreize zur Investition in notwendige disponible Kraftwerkskapazitäten setzt. Folgerichtig endet die aktuelle gesetzliche Grundlage der Reservekraftwerksverordnung im Jahr Regelleistungs- /Regelenergiemärkte In Deutschland werden sowohl die vorzuhaltende Regelleistung als auch die tatsächlich aktivierte Regelenergie durch die Übertragungsnetzbetreiber an eigens dafür eingerichteten Märkten beschafft 38. Mit der Einführung des Netzregelverbunds (NRV) der deutschen ÜNB wurde dafür deutschlandweit ein gemeinsames Marktgebiet geschaffen. Die Verteilung der Regelleistungsbänder auf die einzelnen Anbieter sowie der Abruf von Regelenergie erfolgen somit auf Basis gemeinsamer Merit-Order-Listen (MOL). Jeder ÜNB kann allerdings einen Leistungs-Kernanteil definieren, der ausschließlich an Anbieter der jeweiligen Regelzone vergeben wird. Auf diese Weise wird gewährleistet, dass auch im Fall von Netzengpässen zwischen den Regelzonen die Regelfähigkeit in jeder Regelzone erhalten bleibt. Beim Abruf von Regelenergie kann im Fall von Netzengpässen ebenfalls von der regelzonenübergreifenden MOL abgewichen werden 39. Mit den Regelleistungsmärkten bestehen also in Deutschland bereits Märkte für die Vorhaltung disponibler Kraftwerksleistung. Durch vergleichsweise kurze Ausschreibungszeiträume und Handelsvorlaufzeiten 40 sind diese Märkte jedoch derzeit nicht geeignet, die langfristige Verfügbarkeit der notwendigen Leistung zu sichern. Durch die schwer vorhersehbare Preisentwicklung der Regelleistungs- und Regelenergiemärkte gehen von diesen Märkten auch nur sehr eingeschränkt langfristige Anreizeffekte für die Investition in neue Anlagen aus (Bernrath 2013) Beitrag der Wärmeerzeugung zur elektrischen Systemzuverlässigkeit Der hohe Anteil von über 60 GW im Jahr 2013 allein aus den nicht exakt vorhersagbaren Erzeugern Photovoltaik (PV) und Wind führt zu hohen Netzbelastungen. Auftretende Folgen sind unter anderem sehr hohe thermische Belastungen der Übertragungsnetze durch hohe Ströme und insbesondere im Niederspannungsnetz hohe Spannungsschwankungen. Ein denkbarer Lösungsansatz ist durch gezieltes Zuschalten stromerzeugender oder verbrauchender Heizelemente die Systemstabilität hinsichtlich Netzauslastung (thermische Belastung), Spannung und auch Netzfrequenz (Beitrag zur Primär- und Sekundärregelenergie) potentiell zu erhöhen. Das Potential ist groß: der Wärmebedarf in Deutschland betrug 2010 mehr als 50 % des deutschlandweiten Endenergieverbrauchs (Buttermann und Baten 2011). Großteile dieses Wärmeenergiebedarfs werden bisher durch konventionelle Technik, in der Regel fossil befeuert, bereitgestellt (Grösche 2011). 38 Ausnahme ist die Primärregelung, für die lediglich ein Leistungsmarkt aber kein Energiemarkt besteht. 39 Siehe 40 aktuell jeweils eine Woche für Primär- und Sekundärregelleistung sowie ein Tag für Tertiärregelleistung 42

53 Generell gibt es verschiedene stromverbrauchende bzw. erzeugende Heizungen: Wärmepumpen, Blockheizkraftwerke, Nachtspeicheröfen, Tauchsieder. Dieser Beitrag konzentriert sich im Folgenden auf Wärmepumpen und Blockheizkraftwerke mit einer elektrischen Leistung von bis zu 50 kw, sogenannte Mini- oder Mikro-Blockheizkraftwerke. Bei BHKW wird während der Stromerzeugung gleichzeitig Wärme erzeugt welche gezielt, beispielsweise zur Beheizung von Räumen, genutzt wird. Der Gesamtnutzungsgrad des Brennstoffes wird so deutlich erhöht und erreicht Werte von deutlich über 70 % selbst für kleine dezentrale Anlagen (BAFA 2013) und (BMU 2009). Berechnungen belegen, dass die simultane Wärme- und Strombereitstellung durch Mini-BHKW je nach eingesetztem Brennstoff zu geringeren kumulierten CO 2 -Emissionen gegenüber einer getrennten Erzeugung führen kann (BMU 2009) und (Schlemmermeier 2009). Auch Wärmepumpen sind ökologisch besonders sinnvoll, da sie das 2 bis 5-fache an thermischer Leistung im Vergleich zur hierzu aufgewendeten elektrischen Leistung bereitstellen (Russ, et al. 2010).Wenn diese gleichzeitig mit Strom aus erneuerbaren Quellen versorgt werden, verbessert sich die CO 2 -Bilanz dieser Art der Wärmebereitstellung weiter. Neben dem politisch häufig bedachten Aspekt geringerer CO 2 -Emissionen durch BHKW und Wärmepumpen kommt der immer wichtiger werdende Beitrag zur Netzstabilität für solche Wärmeerzeuger hinzu: so trägt die erzeugte elektrische Leistung von BHKW physikalisch zur Erfüllung der (lokalen) Leistungsbilanz im Netz bei und kann so bei hohen Netzlasten beteiligte Netzbetriebsmittel wie Transformatoren und Leitungen entlasten. Umgekehrt kann eine hohe dezentrale Einspeiseleistung durch beispielsweise Photovoltaik mit Wärmepumpen in Wärme umgewandelt und damit die durch die Photovoltaik ausgelösten Spannungsanhebungen gesenkt werden. Gleichzeitig können prinzipiell beide Wärmeerzeuger im Verbund Regelenergie bereitstellen (positive Regelleistung: BHKW, negative Regelleistung: Wärmepumpen) und an den entsprechenden Märkten je nach (Prä-) Qualifikation partizipieren. Der Beitrag von dezentralen Mini-Blockheizkraftwerken und Wärmepumpen zur Systemstabilität hinsichtlich Spannung, Betriebsmittelauslastung und Frequenz hängt naturgemäß von der Höhe der installierten elektrischen Leistung der jeweiligen Anlagen ab: so werden 2011 laut (BWP 2011) ca. 2.5% der beheizten Wohnungen mit Wärmepumpen versorgt. Die elektrische Leistung aller Wärmepumpen beträgt ca. 1-2 GW während für mini-bhkws die gesamthaft installierte Erzeugungsleistung mit einer Nennleistung kleiner 50 kw ca. 205 MW beträgt (Nabe, et al. 2011) 41. Generell muss zur Aufrechterhaltung eines stabilen Netzbetriebs zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch elektrischer Leistung bestehen. Meteorologische Prognosefehler wirken sich bei hohen Durchdringungsgraden an dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien (insbesondere Wind und Photovoltaik) entsprechend stark aus und müssen durch flexible aber teure Kraftwerke (z.b. Gaskraftwerke) ausgeglichen werden. 41 Siehe auch letzter Zugriff am

54 Die Ausführungen im Rahmen dieser Arbeit (s.o.) machen deutlich, dass der bisherige Marktmechanismus aufgrund fehlender monetärer Anreize tendenziell dazu führen kann, dass nicht mehr ausreichend flexible Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Besonders kritisch erscheinen solche Versorgungssituationen zu Zeiten sehr hoher Last. Nachstehende Abbildung zeigt für verschiedene Monate des Jahres 2012 die im jeweiligen Monat auftretende maximale Last für Deutschland als mittlere Last über eine Stunde: Leistung in GW Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Maximale Last im Monat in GW Abbildung 3.3: Maximale Netzlast (stündlicher Mittelwert) je Monat in Es wird deutlich, dass 2012 die maximale Last im Winter deutlich über derjenigen des Sommers liegt. So betrug die auftretende maximale Netzlast im Februar 2012 über 74 GW, was ca. 4 5 GW über den Maxima im Sommer liegt. Ein Systemausfall ist daher im Winter aufgrund der hohen Last insgesamt wahrscheinlicher. Diesbezüglich erscheinen mini- Blockheizkraftwerke als denkbare Option zur Verbesserung der Systemstabilität, in dem sie während der Wärmeerzeugung elektrische Leistung in das Netz einspeisen. Es erscheint generell plausibel, dass mini-bhkw ihre elektrische Leistung zudem flexibel bereitstellen können, da der Zeitpunkt der Wärmeerzeugung in gewissen Grenzen verschoben werden kann. Diese zeitliche Verschiebbarkeit wird durch die Installation zusätzlicher Wärmespeicher, beispielsweise Warmwasserspeichern, wesentlich beeinflusst. Umgekehrt kann ein Überangebot an erzeugter Leistung die Systemstabilität ebenfalls gefährden. In einem solchen Fall kann, analog zu mini-bhkw bei einem elektrischen Unterangebot, die elektrische Leistungsbilanz durch das gezielte Zuschalten von Wärmepumpen erfüllt werden. Der Vorteil von Wärmepumpen ist wie im Fall von mini-bhkw die zeitlich flexible Zuschaltung der Last und damit Erfüllung der elektrischen (Wirk-) Leistungsbilanz. Der bereits installierte Anlagenbestand an Wärmepumpen lässt hierbei ein großes Potential vermuten (fast 1.5 GW installierte elektrische Leistung in Deutschland in 2012 (Nabe, et al. 42 ENTSO-E Consumption Data. Siehe https://www.entsoe.eu/data/data-portal/consumption, letzter Zugriff

55 2011)). Da Wärmepumpen elektrische Lasten darstellen, kommt eine solche Art der Systemstabilisierung tendenziell eher für die Sommermonate in Frage, da hier die Last geringer ist und ein Überangebot an erneuerbaren Energien, insbesondere aus der Photovoltaik, wahrscheinlicher werden lässt. Generell muss bei der erwähnten Netzintegration von Wärme auch bei Wärmepumpen das zeitliche Zusammenfallen des Bedarfs an elektrischer und thermischer Leistung beachtet werden, da beide Energiearten immer simultan verbraucht bzw. erzeugt werden. Während Energie aus PV-Modulen vor allem im Sommer erzeugt wird, fällt die erzeugte Energie aus Windkraft überwiegend im Winter an 43. Ferner ist der wesentliche Teil der Windkraft in Norddeutschland und der wesentliche Teil der Photovoltaik in Süddeutschland 44. Da der lokale Ausgleich des Angebots bzw. der Nachfrage an elektrischer Leistung zu einer geringeren Belastung der Übertragungsnetze und damit einer erhöhten Systemzuverlässigkeit führt, kann vermutet werden, dass Wärmepumpen als stromverbrauchende Heizungen eher eine Option für Norddeutschland darstellen. Dies deshalb, da im Winter in Norddeutschland ein hohes Angebot an elektrischer Leistung aus Windkraft sowie zeitgleich ein hoher Wärmebedarf besteht 45, welcher durch Wärmepumpen gedeckt werden kann. Für Süddeutschland erscheint eine solche Art der Wärmebereitstellung rein qualitativ eher ungeeignet, da der höchste PV-Ertrag im Sommer zu verzeichnen ist, zeitgleich jedoch zu dieser Zeit ein sehr geringer Wärmebedarf besteht. Es wird bei der obigen Argumentation implizit angenommen, dass es Wärmepumpen häufig möglich ist, der Erzeugungsleistung aus Windkraft zu folgen. Hierzu müssen elektrische Leistungsaufnahme zeitlich vom thermischen Bedarf abweichen können. Wie beschrieben hängt diese Verschiebbarkeit wesentlich von den installierten Wärmespeichern ab. Die oben beschriebenen Schlussfolgerungen stellen daher lediglich eine plausible Vermutung dar und müssen durch ausführliche Simulationen belegt werden. Die Systemstabilität beinhaltet jedoch neben der Erfüllung der Wirkleistungsbilanz auch die Einhaltung eines definierten Spannungsbandes: so muss gemäß DIN EN die Spannung zwischen dem 0.9 und dem 1.1 fachen der Nennspannung liegen. Elektrotechnisch führt eine Einspeisung von elektrischer Leistung zu einer Anhebung der Spannung am Netzanschlusspunkt der Anlage. Gerade die sehr hohen installierten Anlagenleistungen von PV und Wind führen bereits heute zu kritischen Ausreizungen des erlaubten Spannungsbandes. Wie oben hinsichtlich der elektrischen Leistungsbilanz dargestellt, können auch hier Wärmepumpen und mini-bhkw flexibel als Verbraucher oder Erzeuger Leistung beziehen oder bereitstellen und so die Spannung günstig beeinflussen. Die zeitliche Verschiebbarkeit des Wärmebedarfs kann wie beschrieben durch den Einsatz von thermischen Speichern, beispielsweise einfachen Warmwasserspeichern, noch weiter erhöht und so das Potential zur Netz- 43 Vgl. letzter Zugriff Vgl. ebenfalls letzter Zugriff Vgl. letzter Zugriff:

56 stabilisierung deutlich erhöht werden. Analog zu oben limitiert jedoch der Wärmebedarf der Haushalte das technische Potential zur Netzstabilisierung, da diese wärmeerzeugenden Anlagen nur im Fall einer mehr oder weniger gleichzeitigen Wärmenachfrage betrieben werden können. Auch hier müssen elektrische Lastflusssimulationen in Kombination mit einer Modellierung des thermischen Verhaltens der Haushalte zeigen, wie groß das Potential einer solchen Option zur Spannungsstützung bzw. Netzstabilisierung ist. Abschließend lässt sich festhalten, dass sich dezentrale mini-bhkw und Wärmepumpen mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit auf Basis einer ausschließlich qualitativen Untersuchung zur Erfüllung der momentanen Leistungsbilanz eignen und als prinzipiell geeignet erscheinen, fehlende Erzeugungskapazitäten zu ersetzen. Aussagen hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit lassen sich ohne detaillierte Untersuchungen nicht treffen, da diese von vielen Faktoren abhängt: installierte Leistung des BHKW bzw. der Wärmepumpe, Wärmeenergiebedarf der Haushalte, Stromkennzahl bzw. COP, Volllaststunden etc. Es kann ferner vermutet werden, dass sich auch hinsichtlich einer Spannungsstabilisierung positive Effekte bei einer geeigneten Regelung der Anlagen ergeben werden. Herausfordernd erscheint die Tatsache, dass insbesondere Photovoltaikstrom im Sommer anfällt und die erzeugte Wärme zu diesem Zeitpunkt nicht bzw. kaum benötigt wird. Aufgrund des im Vergleich zum Stromverbrauch sehr hohen Bedarfs an Wärmeenergie ist es im Sinne eines stabilen Netzbetriebs von hoher Bedeutung, dass Potential einer Integration von Wärme in elektrische Netze wissenschaftlich detailliert zu untersuchen. Daher soll diesen Fragestellungen im Rahmen weiterer, detaillierter Simulationen nachgegangen werden und so das technische Potential von Wärme zur Systemstabilisierung detailliert untersucht werden Berücksichtigung der Systemzuverlässigkeit bei der Gestaltung von Kapazitätsmarktmechanismen Wie in Abschnitt beschrieben ist die geographische Verteilung der Kraftwerke bzw. die Lage ihrer Anschlusspunkte innerhalb der Netztopologie insbesondere für die Engpassprävention und -beseitigung sowie eventuell für die Möglichkeit des zügigen Netzwiederaufbaus nach Großstörungen von Bedeutung. In einem Kapazitätsmarktmechanismus könnten die Anforderungen an die Kraftwerksstandorte berücksichtigt werden, indem Kapazitätsangebote an aus Netzstabilitätssicht günstigen Standorten bei der Kapazitätsbeschaffung bevorzugt berücksichtigt werden. Vorbild hierfür könnte die in Abschnitt beschriebene Berücksichtigung von Kernanteilen für jede Regelzone an den Märkten für Sekundär- und Tertiärregelleistung sein (Sengbusch 2013). Die zukünftige Funktionsfähigkeit der Wirkleistungs- Frequenz-Regelung ist nur dann gewährleistet, wenn weiterhin in jeder Regelzone ausreichend Kraftwerkskapazitäten vorhanden sind, die zur Vorhaltung von Regelleistung in der Lage sind. Da der bisherige Regelleistungsmarkt hier aufgrund der kurzen Ausschreibungszeiträume keine langfristige Sicherheit schaffen kann, ist eine Integration dieser Anforderung in einen möglichen Kapazitätsmechanismus denkbar. Somit könnte vertraglich sichergestellt werden, dass auch zukünftig genug Anlagen vorhanden sind, die die Präqualifikationsanforderungen der einzelnen Regelmechanismen erfüllen. 46

57 Eine Integration von Wärme in Kapazitätsmärkte hängt stark von der konkreten Gestaltung des Kapazitätsmarktes ab. Wesentliche Faktoren dafür stellen zum einen die Dauer und zum anderen der Zeitpunkt der nötigen Kapazitätsbereitstellung dar. Eine aktive Teilnahme an Kapazitätsmärkten kann beispielsweise dadurch erfolgen, dass sich außer Betrieb befindliche Mini-BHKW im Fall eines Leistungsengpasses gezielt zugeschaltet werden und so direkt an der Netzstützung teilnehmen. Sich in Betrieb befindliche Wärmepumpen können umgekehrt in solchen Fällen gezielt abgeschaltet werden und der Wärmebedarf während der Zeit des Engpasses ausschließlich aus den Wärmespeichern gedeckt werden Zukünftige Entwicklung der Erzeugungsstruktur Um die wirtschaftliche Situation sowohl bestehender als auch neuer Erzeugungsanlagen in Deutschland quantitativ abzuschätzen, wird die zukünftige Entwicklung des deutschen Elektrizitätsmarktes anhand des fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells E2M2s 46 abgebildet. Unter Berücksichtigung der angenommenen Rahmendaten ermittelt das Modell den Zubaubedarf an konventionellen Kraftwerken sowie die Entwicklung zukünftiger Elektrizitätspreise am Großhandelsmarkt sowie am Regelenergiemarkt. Der Betrachtungszeitraum erstreckt sich dabei von 2010 bis Da in der vorliegenden Studie auf eine erste Aussage für den deutschen Elektrizitätsmarkt abgezielt wird, beschränkt sich die Betrachtung auf Deutschland. Allerdings ist eine Ausweitung auf Europa angesichts einer zunehmenden Marktkopplung sinnvoll und für ein weiteres Forschungsvorhaben vorgesehen Rahmenannahmen Im aktuellen Energiekonzept der deutschen Bundesregierung werden die Ausbauziele erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2050 vorgegeben. Demgemäß soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoelektrizitätsverbrauch bis %, bis % und bis % betragen. Um die Auswirkung der unsicheren Entwicklung des Elektrizitätsverbrauchs auf die Untersuchungsergebnisse zu bereinigen, wird von einem gleichbleibenden Jahreselektrizitätsverbrauch auf heutigem Niveau von 584 TWh ausgegangen. Die im Modell unterstellte Entwicklung der Elektrizitätseinspeisung aus erneuerbaren Energien wird in Tabelle 3.1 angegeben. Sie entspricht in der Summe den Vorgaben des Energiekonzeptes. Tabelle 3.1: Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland [TWh] Wind Onshore Offshore Photovoltaik Laufwasser Biomasse Summe Eine Kurzbeschreibung des E2M2s findet sich in Anhang. 47

58 Gemäß dem in August 2009 beschlossenen nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität der Bundesregierung soll Deutschland bis 2020 eine Million und bis 2030 fünf Millionen Elektrofahrzeuge besitzen. Es wird angenommen, dass diese Zahl bis 2050 weiterhin auf ca. 14 Millionen ansteigt. Die Batteriespeicher der Elektrofahrzeuge können unter Berücksichtigung der alltäglichen Fahrzeugnutzung auch zur Ein- und Ausspeicherung von Elektrizität genutzt werden. Die Ableitung der Preisentwicklung für die Primärenergieträger basiert auf der Prognose des Word Energy Outlook (WEO) im Szenario New Policies (International Energy Agency 2010). Der Projektion der CO 2 -Zertifikatepreise liegt die Berücksichtigung der CO 2 -Minderungsziele sowie der zukünftig verfügbarer CO 2 -Vermeidungsoptionen zugrunde. Angesichts der Erwartung, dass sich sowohl die Klimaschutzanforderung als auch der Aufwand für die Maßnahmen zur Emissionsminderung erhöhen, wird in dieser Arbeit von ebenfalls ansteigenden CO 2 - Zertifiatepreisen ausgegangen. Tabellen 3.2 und 3.3 fassen die getroffenen Annahmen zur Entwicklung der Energieträgerpreise und der CO 2 -Zertifikatepreise zusammen. Tabelle 3.2: Entwicklung der Energieträgerpreise frei Kraftwerk [ 2010 /MWh th ] Braunkohle 3,9 3,9 3,9 3,9 Steinkohle 10,4 10,8 11,0 11,1 Erdgas 36,4 40,0 41,8 42,7 Heizöl 51,6 57,8 61,0 62,6 Tabelle 3.3: Entwicklung der CO 2 -Zertifikatepreise [ 2010 /tco 2 ] CO 2 -Zertifikatepreise Der in Tabelle 3.1 beschriebene Ausbaupfad, mit dem der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoelektrizitätsverbrauch im Jahre % erreicht, wird dem Basisszenario EE80 zugrunde gelegt. Des Weiteren werden zwei Vergleichsszenarien definiert, um die Bedeutung der erneuerbaren Energien in Bezug auf die Notwendigkeit eines Kapazitätsmechanismus untersuchen zu können. Das Szenario EE80_Shedding unterscheidet sich vom Basisszenario EE80 nur dadurch, dass ein Abwurf der Elektrizitätserzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energiequellen aus technisch-wirtschaftlichen Gründen erlaubt wird. Im Szenario EE60 wird der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoelektrizitätsverbrauch im Jahr 2050 auf lediglich 60 % reduziert. Tabelle 3.4 gibt einen Überblick über die betrachteten Szenarien. 48

59 Tabelle 3.4: Betrachtete Szenarien Szenarien Anteil Erneuerbaren in 2050 Abwurf erneuerbarer Energien EE80 80 % Nicht erlaubt EE80_Shedding 80 % Erlaubt EE60 60 % Nicht erlaubt Basisszenario Abbildung 3.4 stellt die kumulierten Investitionen im Basisszenario EE80 dar. Da der Ausbau erneuerbarer Energien vorgegeben wird, ermittelt das Modell hinsichtlich des zusätzlichen Zubaubedarfs nur Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten einschließlich Pumpspeichern. Unter dem angenommenen Ausbau erneuerbarer Energien entsteht in Deutschland ab dem Jahr 2023 ein Investitionsbedarf, der überwiegend auf die Stilllegung der Kernkraftwerke und alter Kohlekraftwerke zurückzuführen ist. Die im Jahr 2023 vom Netz genommenen thermischen Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 8,2 GW werden durch die in diesem Jahr neu zugebauten Braunkraftwerke mit einer Leistung von 7 GW zum Teil ersetzt. Bis zum Jahre 2040 wird der Zubaubedarf hauptsächlich durch Investitionen in Braunkohlekraftwerke gedeckt. Infolge der stärker zuwachsenden CO 2 -Zertifikatepreise ab dem Jahr 2040 verlagern sich die Investitionen von Braunkohlekraftwerken auf weniger CO 2 - intensive gasbefeuerte Technologien. Darüber hinaus ist ein zunehmender Zubaubedarf an Pumpspeichern zu erwarten, die vor allem zur vollständigen Aufnahme der Einspeisung aus erneuerbaren Energien dienen. Bis zum Jahr 2050 setzt sich der gesamte Zubaubedarf aus 14,8 GW durch Braunkohlekraftwerke, 6,4 GW durch Gaskraftwerke und 12,8 GW durch Pumpspeicher zusammen. Abbildung 3.4: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Basisszenario EE80. 49

60 Der resultierende Kraftwerkspark wird in Abbildung 3.5 skizziert. In Übereinstimmung mit der angenommenen Entwicklung der Elektrizitätseinspeisung steigt die installierte Leistung erneuerbarer Energien bis 2050 massiv an. Die gesamte Leistung des deutschen Kraftwerksparks erhöht sich von ca. 150 GW vom heutigen Niveau auf ca. 370 GW am Ende des Betrachtungszeitraums. Trotz des im Modell ermittelten Zubaus vermindert sich die gesamte Leistung der thermischen Kraftwerke von etwa 90 GW im Jahr 2010 auf 50 GW im Jahr Anders als bei anderen thermischen Kraftwerken ist der Rückgang der Kernkraftwerke nicht durch das Erreichen der technischen Lebensdauer, sondern durch den politischen Beschluss über einen Kernenergieausstieg bedingt. Im gleichen Zeitraum erhöht sich die Leistung der Pumpspeicher infolge der Neuinvestitionen von 8,6 GW auf 21,4 GW. Abbildung 3.5: Kraftwerkspark im Basisszenario EE80. Wird die Entwicklung der jährlichen Elektrizitätserzeugung in Abbildung 3.6 betrachtet, ist ein deutlicher Rückgang der Erzeugung aus Kernkraftwerken durch den beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie zu erkennen. Mit der stark zunehmenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien nimmt die Elektrizitätserzeugung der Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke kontinuierlich ab. Durch den Zubau ab dem Jahr 2040 nimmt der Anteil der Erdgaskraftwerke deutlich zu. Die summierte jährliche Elektrizitätserzeugung liegt im Betrachtungszeitraum stets über der unterstellten Elektrizitätsnachfrage. Da in der vorliegenden Untersuchung kein länderübergreifender Austausch explizit abgebildet wird, ist die in Abbildung 3.6 dargestellte Elektrizitätserzeugung oberhalb der inländischen Elektrizitätsnachfrage als die bei der Speicherbewirtschaftung eingespeicherte Energiemenge bzw. Pumparbeit zu verstehen. Diese beträgt im Jahr 2050 rund 67 TWh. Trotz der im Vergleich zu Pumpspeichern vielfachen installierten Leistung, wie Abbildung 3.5 dargestellt, ist der Beitrag der Batteriespeicher zur gesamten Speicherbewirtschaftung aufgrund des wesentlich kleineren Speichervolumens verhältnismäßig deutlich kleiner. 50

61 Abbildung 3.6: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Basisszenario EE Vergleichsszenarien Die unterstellten Veränderungen in den beiden Vergleichsszenarien wirken sich sowohl auf den Zubaubedarf an konventionellen Anlagen als auch auf die Struktur der Elektrizitätserzeugung aus. Wird ein Abwurf fluktuierender erneuerbarer Energien aus ökonomischem Grund zugelassen, wie definiert im Szenario EE80_Shedding, fällt der Ausbau der Pumpspeicher wesentlich geringer aus und reduziert sich auf nur noch 2,8 GW. In Abbildung 3.7 ist allerdings zu erkennen, dass der Zubaubedarf an Braunkohle- und Erdgaskraftwerke dadurch nicht beeinflusst wird. Abbildung 3.7: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Szenario EE80_Shedding. 51

62 Beträgt der Anteil erneuerbarer Energien im Jahr 2050 anstatt 80 % nur 60 % am Bruttoelektrizitätsverbrauch, wird sogar kein zusätzlicher Pumpspeicher benötigt, wie in Abbildung 3.8 dargestellt. Der moderatere Ausbau erneuerbarer Energien wird unter der angenommenen Energieträger- und CO 2 -Zertifikatepreisen überwiegend durch zusätzliche Braunkohlekraftwerke, die vor dem Jahr 2040 zugebaut werden, kompensiert. Im Vergleich zum Basisszenario werden hier weitere 6,8 GW von Braunkohlekraftwerken zugebaut. Abbildung 3.8: Kumulierte Kraftwerksinvestitionen im Szenario EE60. Die aus dem unterschiedlich ausfallenden Kraftwerkszubau resultierende Änderung in der Elektrizitätserzeugung wird in Abbildungen 3.9 und 3.10 jeweils für die beiden Vergleichsszenarien EE80_Shedding und EE60 veranschaulicht. Die Elektrizitätserzeugung im Szenario EE80_Shedding unterscheidet gegenüber dem Basisszenario ausschließlich in der Einspeisung aus erneuerbaren Energien und der Erzeugung der Pumpspeicher. Anhand der Modellergebnisse ist es ab dem Jahr 2040 unter Berücksichtigung der Gesamtkosten sinnvoller, Überschussenergie aus erneuerbaren Energien zum Teil abzuwerfen als diese durch Zubau von Pumpspeichern in vollem Umfang aufzunehmen. Die gesamte abgeworfene Energiemenge beträgt im Jahr ,5 TWh, die ca. 1,4 % der gesamten Einspeisung erneuerbarer Energien ausmachen. 52

63 Abbildung 3.9: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Szenario EE80_Shedding. Die Reduktion des Anteils erneuerbaren Energie auf 60 % im Szenario EE60 führt zu einer erhöhten Erzeugung aus fossil befeuerten Technologien, siehe Abbildung Neben dem in Abbildung 3.8 dargestellten stärkeren Zubau von neuen Braunkohlekraftwerken erhöhen sich auch die Volllaststunden der fossilen Kraftwerke im Vergleich zu den anderen beiden betrachteten Szenarien. Der Bedarf an Speicherbewirtschaftung verringert sich entsprechend der deutlich reduzierten Überschussenergie auf ein sehr niedriges Niveau. Abbildung 3.10: Jährliche Elektrizitätserzeugung im Szenario EE Zukünftige Entwicklung der Elektrizitätspreise Die Berechnung der Elektrizitätspreise in der vorliegenden Untersuchung basiert auf dem bisherigen Preisbildungsmechanismus am deutschen Elektrizitätsmarkt. Die so ermittelten 53

64 Elektrizitätspreise werden aus den kurzfristigen Grenzerzeugungskosten abgeleitet. Investitionskosten sowie fixe Betriebskosten sind für die Preisbestimmung irrelevant. Die unterschiedlichen Annahmen zu erneuerbaren Energien in den drei betrachteten Szenarien führen zu einer Preisdifferenz, die gegen Ende des Betrachtungszeitraums deutlicher wird, siehe Tabelle 3.5. In allen drei Szenarien steigt der jährliche Durchschnittspreis am Großhandelsmarkt bis zum Jahre 2040 infolge zunehmender Energieträger- und CO 2 - Zertifikatepreise kontinuierlich an. Das Preisniveau ist im Szenario EE60 aufgrund der erhöhten Elektrizitätserzeugung der fossilen Kraftwerke etwas höher. Im anschließenden Zeitraum ist ein Preisrückgang von /MWh im Basisszenario EE80 zu beobachten. Dieser wird vor allem durch den starken Zubau von Pumpspeichern verursacht. Die zusätzlichen Pumpspeicher, die ursprünglich zur vollständigen Aufnahme von erneuerbaren Energien zugebaut werden, werden auch zum Ausgleich der zeitlichen Schwankungen in der Erzeugung und der Nachfrage eingesetzt. Der vermehrte Umwälzbetrieb führt schließlich zu einem niedrigeren Preisniveau. Im Szenario EE80_Shedding ist die zugebaute Pumpspeicherleistung im Vergleich zum Basisszenario wesentlich kleiner. Somit geht der Jahresdurchschnittspreis im Jahr 2050 gegenüber dem Jahr 2040 nur leicht zurück. Die verminderte Elektrizitätserzeugung aus erneuerbaren Energien im Szenario EE60 führt zu einer weiter ansteigenden Tendenz der Elektrizitätspreise bis zum Jahr Dies ist auf der einen Seite durch die vermehrte Erzeugung mit höheren Grenzerzeugungskosten und auf der anderen Seite durch das komplette Wegfallen des Pumpspeicherzubaus bedingt. In diesem Szenario ist ein durchschnittlicher Elektrizitätspreis im Jahr 2050 zu erwarten, der jeweils um 29 bzw /MWh höher ausfällt als im Basisszenario EE80 bzw. im Szenario EE80_Shedding. Tabelle 3.5 Entwicklung der jährlichen Elektrizitätspreise am Großhandelsmarkt [ 2010 /MWh]. Szenarien EE EE80_Shedding EE Die Leistungspreise am Regelenergiemarkt (Reservepreise) werden analog zu den Großhandelspreisen anhand der kurzfristigen Grenzkosten bestimmt. Sobald genügende Erzeugungskapazität errichtet ist, sind die Grenzkosten zur Vorhaltung der Reserve in den meisten Stunden sehr niedrig. Somit sind die jährlichen durchschnittlichen Reservepreise im Betrachtungszeitraum stets unter /MW. Zwischen den drei betrachteten Szenarien ist auch kein deutlicher Unterschied zu erkennen. 54

65 4. Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen in Deutschland 4.1. Das Missing-Money-Problem der Erzeugungsanlagen Der in Abschnitt 3.3 diskutierte Kraftwerkszubau in Deutschland ergibt sich mit Hilfe des fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells aus kostenoptimalen Investitionsentscheidungen. Die im Modell ermittelten Elektrizitätspreise orientieren sich an den kurzfristigen Grenzerzeugungskosten, in denen die Kapital- und fixen Betriebskosten der Kraftwerke nicht enthalten sind. Die Deckung der Vollkosten ist im Rahmen der Modellbetrachtung somit nicht als eine notwendige Bedingung formuliert und wird daher im Folgenden anhand einer Gewinnauswertung jeweils für Zubaukraftwerke und Bestandsanlagen überprüft. Die Betrachtung beschränkt sich dabei auf konventionelle Kraftwerke, die von einem Missing-Money-Problem bedroht sind. Zur Analyse der Gewinnsituation eines Kraftwerks werden die zugehörigen Ausgaben den Einnahmen im Betrachtungszeitraum gegenübergestellt. Zu den Ausgaben zählen einerseits erzeugungsabhängige Kosten wie z. B. Brennstoff- und CO 2 -Zertifikatekosten, die durch tatsächliche Elektrizitätserzeugung verursacht werden, und andererseits erzeugungsunabhängige Kosten wie Kapital- und fixe Betriebskosten, die für die Errichtung und die Instandhaltung der Kraftwerke anfallen. Aufgrund der unbekannten tatsächlichen Kapitalkosten der Bestandsanlagen werden in der vorliegenden Arbeit lediglich Kapitalkosten für neu zugebaute Kraftwerke berücksichtigt. Während die aufgezählten Kosten zum größten Teil unmittelbare Modellergebnisse sind, werden die Einnahmen der einzelnen Kraftwerke anhand der im Modell ermittelten Elektrizitätserzeugung und Preise am Großhandels- und Reservemarkt berechnet. Die Gewinne ergeben sich aus der Differenz der summierten Einnahmen und der summierten Ausgaben in Geldwerten bezogen auf das Jahr Des Weiteren werden für Zubauanlagen Renditen betrachtet, die sich aus dem Quotient der Gewinne und dem gesamten Kapitaleinsatz berechnen. Für Bestandsanlagen wird die Gewinnsituation anhand der auf die installierte Leistung bezogenen spezifischen Gewinne bewertet. Die durchschnittlichen jährlichen Renditen der Zubauanlagen im Szenario EE80 sind in Abbildung 4.1 nach Erzeugungstechnologien und nach verschiedenen Investitionszeiträumen (2020 bis 2030, 2030 bis 2040 und 2040 bis 2050) aufgeschlüsselt dargestellt. Dabei ist zu erkennen, dass alle investierten Anlagen bei den vorliegenden Elektrizitäts- und Reservemarktpreisen keine positiven Renditen erwirtschaften können. Für Braunkohlekraftwerke, die in allen betrachteten Zeiträumen zugebaut werden, ist die Lücke zur Vollkostendeckung desto größer, je später die Anlagen investiert werden. Dies hängt vor allem mit dem kontinuierlichen Rückgang der Volllaststunden dieser Kraftwerke zusammen. Die durchschnittlichen jährlichen negativen Renditen bzw. die Verluste steigen von 2,3 % im Zeitraum von 2020 bis 2030 auf 3,9 % im Zeitraum von 2040 bis 2050 an. Die ausschließlich im Zeitraum 2040 bis 55

66 2050 investierten Gaskraftwerke und Pumpspeicher zeigen eine ähnliche Bilanz mit vergleichsweise kleineren Verlusten von jeweils 2,8 und 2,4 % im jährlichen Durchschnitt auf. Abbildung 4.1: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE80. Während die Gewinnsituation der Braunkohle- und Gaskraftwerke im Szenario EE80_Shedding durch das Erlauben des Abwurfs von Überschussenergien kaum verändert wird, können die durchschnittlichen Verluste der Pumpspeicher, die im Zeitraum 2040 bis 2050 zugebaut werden, auf 0,1 % deutlich reduziert werden, siehe Abbildung 4.2. Diese Verbesserung ist einerseits auf den im Vergleich zu Szenario EE80 wesentlich Zubau von Pumpspeichern und andererseits auf die in diesem Zeitraum gegenüber dem Basisszenario etwas höheren Elektrizitätspreise zurückzuführen. Die durchschnittlichen Renditen der neuen Anlagen im Szenario EE60 sind in Abbildung 4.3 dargestellt. Die im Zeitraum von 2020 bis 2030 investierten Braunkohlekraftwerke können infolge der höheren Elektrizitätspreise als in den beiden anderen Szenarien (vgl. Tabelle 3.5) positive Renditen erwirtschaften. Die in den folgenden Jahrzehnten zugebauten Braunkohlekraftwerke können zwar keine positiven Renditen mehr erwirtschaften, führen jedoch nur noch zu 50 % der Verluste des Basisszenarios. Für Gaskraftwerke reduzieren sich die Verluste ebenfalls von 2,6 % im Basisszenario auf 2,0 %. 56

67 Abbildung 4.2: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE80_Shedding. Abbildung 4.3: Durchschnittliche Rendite der Zubaukraftwerke im Szenario EE60. Die Analyse der Gewinnsituation der zum heutigen Zeitpunkt bestehenden Anlagen erfolgt über die Umlegung der Gewinne der einzelnen Kraftwerksgruppen auf deren jeweilige gesamte installierte Leistung, jedoch ohne Berücksichtigung der Kapitalkosten. Die so ermittelten spezifischen Gewinne werden ebenfalls für dieselben drei Bewertungszeiträume 2020 bis 2030, 2030 bis 2040 bzw bis 2050 gemittelt. Für Kernkraftwerke, die bis 2022 komplett stillgelegt werden, bezieht sich die Berechnung nur auf die Jahre bis

68 Abbildung 4.4 stellt die spezifischen Gewinne der Bestandsanlagen im Basisszenario EE80 dar. Im Zeitraum von 2020 bis 2022 können vor allem Kernkraftwerke mit 272 TSD 2010 /MW pro Jahr hohe Gewinne verbuchen. Braun- und Steinkohlekraftwerke sind ebenfalls in der Gewinnzone mit einem spezifischen Gewinn von jeweils 41 und 2 TSD 2010 /MW pro Jahr. Gaskraftwerke führen aufgrund der geringen Einsatzstunden jedoch zu Verlusten in Höhe von 23 TSD 2010 /MW pro Jahr. In den anschließenden Zeiträumen gehen die spezifischen Gewinne der Kohlekraftwerke kontinuierlich zurück, so dass zwischen den Jahren 2040 und 2050 für Braunkohlekraftwerke nur noch ein jährlicher Gewinn von 5 TSD 2010 /MW und für Steinkohlekraftwerke sogar ein jährlicher Verlust von 3 TSD 2010 /MW zu erwarten ist. Im Gegensatz dazu verbessert sich die Gewinnsituation der Gas- und Pumpspeicherkraftwerke durch den verstärkten Einsatz infolge der zunehmenden fluktuierenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Im letzten Jahrzehnt des Betrachtungszeitraums können die beiden Technologien einen positiven Gewinn von etwas über 20 TSD 2010 /MW pro Jahr realisieren. Abbildung 4.4: Spezifische Gewinne der Bestandkraftwerke im Szenario EE80. Abbildung 4.5 zeigt, dass der geringe Abwurf von Überschussenergie im Szenario EE80_Shedding im gesamten Betrachtungszeitraum nur zu unwesentlichen Veränderungen in der Gewinnsituation der Bestandskraftwerke führt. 58

69 Abbildung 4.5: Spezifische Gewinne der Bestandkraftwerke im Szenario EE80_Shedding. In Vergleich zu den Szenarien EE80 und EE80_Shedding kann sich die Gewinnsituation der kohlebefeuerten Kraftwerke bis 2040 bei einem gemäßigten Ausbau erneuerbarer Energien durch höhere Elektrizitätspreise und einen verstärkten Kraftwerkseinsatz wesentlich verbessern, wie in Abbildung 4.6 zu erkennen ist. Der durchschnittliche spezifische Gewinn der Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke erhöht sich im Zeitraum von 2020 bis 2030 jeweils auf jährlich 57 und 18 TSD 2010 /MW sowie im Zeitraum von 2030 bis 2040 auf jährlich 42 und 19 TSD 2010 /MW. Auch die Gaskraftwerke profitieren von den steigenden Elektrizitätspreisen, so dass sich ihr durchschnittlicher Verlust im ersten betrachteten Jahrzehnt deutlich verkleinert und im anschließenden Jahrzehnt sogar ein positiver spezifischer Gewinn von jährlich 22 TSD 2010 /MW erwirtschaftet wird. Ab 2040 geht dieser Gewinn aufgrund der immer stärkeren Verdrängung durch erneuerbare Energien auf 18 TSD 2010 /MW etwas zurück. Der reduzierte Bedarf an Speicherbewirtschaftung in diesem Szenario führt allerdings zu einer wesentlichen Verschlechterung der Gewinnsituation der Pumpspeicher, für die im Betrachtungszeitraum ein durchschnittlicher Verlust von bis zu 9 TSD 2010 /MW pro Jahr resultiert. 59

70 Abbildung 4.6: Spezifische Gewinne der Bestandskraftwerke im Szenario EE60. Die durchgeführte Gewinnanalyse bestätigt, dass unter der jetzigen Marktgestaltung mittelfristig sowohl bei neu investierten als auch bei heute bereits bestehenden konventionellen Kraftwerken ein Missing-Money-Problem zu erwarten ist. Anhand des Vergleichs der betrachteten Szenarien ist zu erkennen, dass erneuerbare Energien einen unmittelbaren Einfluss auf die Gewinnsituation konventioneller Kraftwerke haben. Ein moderater Ausbau erneuerbarer Energien kann das Missing-Money-Problem konventioneller Kraftwerke deutlich abschwächen. Allerdings ist in allen betrachten Szenarien eine Situation mit Erlösen niedriger als den jeweiligen Vollkosten unvermeidbar. Bei Beibehaltung des aktuellen Elektrizitätsmarktdesigns ist die zukünftige Versorgungszuverlässigkeit ohne die Ergänzung um einen Kapazitätsmechanismus deshalb nicht sichergestellt Erste Kostenabschätzungen für mögliche Kapazitätsmechanismen In diesem Abschnitt wird anhand von einfachen Ansätzen eine erste Abschätzung der Kosten von möglichen Kapazitätsmechanismen durchgeführt. Hierzu wird eine Methodik angewendet, die das im Abschnitt 2.4 vorgestellte Knappheitspreisverfahren näherungsweise abbildet. Darauf basierend wird die mit diesem Verfahren verbundene zusätzliche Kostenbelastung für Verbraucher ermittelt. Dabei wird differenziert, ob ausschließlich neu investierte Kraftwerke oder auch die Bestandskraftwerke zu der Zielgruppe eines solchen Kapazitätsmechanismus gezählt werden. Anschließend werden zur Einordnung der ermittelten zusätzlichen Kosten des Knappheitspreisverfahrens die erwarteten tatsächlichen Verluste der betroffenen Kraftwerke berechnet. Dieser Ansatz postuliert in einem ersten Fall die Volldeckung der Kapital- und fixe Betriebskosten der Zubauanlagen und in einem zweiten Fall zudem die Deckung der fixen Betriebskosten der Bestandsanlagen. Dabei ist zu beachten, dass hierbei ebenfalls nur konventionelle Anlagen betrachtet werden. 60

71 Wie im Abschnitt 2.4 diskutiert stellt das Knappheitspreisverfahren ein Konzept dar, das den kleinsten Markteingriff erfordert und die geringste Wettbewerbsverzerrung mit sich bringt. Um das Knappheitspreisverfahren anzunähern, wird auf Basis der Ergebnisse des fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells ein zusätzliches lineares Modell (Knappheitspreismodell) angewendet. Es wird davon ausgegangen, dass die Knappheitspreise sowohl am Großhandelsmarkt als auch am Regelenergiemarkt zugelassen sind. Da der Terminhandel überwiegend zur Risikoabsicherung für den Handel am Spotmarkt dient, ist unter dem Terminmarktpreis der erwartete Spotmarktpreis in der betroffenen Lieferperiode zu verstehen. Im Bereich der Regelenergie ist am Minutenreservemarkt am ehesten eine wettbewerbliche Situation zu finden, da für diesen Teilmarkt wesentlich mehr Bieter zugelassen sind als für die anderen beiden Teilmärkte der Primär- und Sekundärregelleistung 47 (Growitsch, Höffler und Wissner 2010). Somit ist es ausreichend, die Knappheitspreise am Spotmarkt und am Minutenreservemarkt (im Folgenden als Reservemarkt bezeichnet) zu betrachten. Die anhand des Elektrizitätsmarktmodells ermittelten Elektrizitäts- und Reservemarktpreise orientieren sich ausschließlich an kurzfristigen Grenzkosten. Ein Knappheitspreis wird als der Preis angesehen, der vom grenzkostenbasierten Preis abweicht. Mit dem Knappheitspreismodell wird bestimmt, zu welchem Zeitpunkt und in welchem Umfang die ursprünglichen Elektrizitäts- und Reservemarktpreise aus dem Elektrizitätsmarktmodell erhöht werden müssen, so dass alle relevanten Kraftwerke ihre gesamten Kosten decken können. Es werden im Knappheitspreismodell zunächst zwei Entscheidungsvariablen und definiert, die jeweils die Preiserhöhung zum Zeitpunkt am Spotmarkt bzw. am Reservemarkt darstellen. Somit wird die Elektrizitätserzeugung und die Vorhaltung der Reserve durch das Kraftwerk der Kraftwerksgruppe zum Zeitpunkt neben den ursprünglichen Elektrizitäts- und Reservemarktpreisen und zusätzlich mit den Preiserhöhungen und vergütet. Die über den gesamten Zeitraum summierten Deckungsbeiträge, die sich aus den Einnahmen abzüglich der variablen Erzeugungskosten ergeben, müssen mindestens die Investitionskosten und die fixen Betriebskosten dieses Kraftwerks decken. Die Restriktion der Kostendeckung drückt Gleichung (4.1) aus. (( ) ( ) ) (4.1) Gleichungen (4.2) und (4.3) begrenzen die jeweilige Preiserhöhung auf dem Spot- bzw. Reservemarkt, so dass sich keine höheren Preise ergeben als am Spotmarkt bzw. Reservemarkt erlaubt sind. Aktuell beträgt die Preisobergrenze am Spotmarkt der EEX /MWh. In (Hogan 2005) wird jedoch eine wesentlich höhere Preisgrenze gemäß dem Zahlungsbereitschaft der Verbraucher (Value of Lost Load) vorgeschlagen. Um die Auswirkungen einer Änderung der Preisobergrenze zu analysieren, wird in den Modellrechnungen neben einer Preisobergrenze am Spot- und Reservemarkt ( und ) von /MWh noch eine 47 Die aktuelle Anbieterliste ist unter https://www.regelleistung.net/ip/action/static/provider zu finden. 61

72 Variation mit /MWh durchgeführt. Während Elektrizitätspreise auf Energiemengen bezogen und in der Regel in 2010 /MWh angegeben sind, sind unter den im Elektrizitätsmarktmodell ermittelten Reservemarktpreisen Leistungspreise in 2010 /MW zu verstehen. Durch die Berücksichtigung der Bereitstellungsdauer ist es jedoch möglich, die Preise für die Reservevorhaltung auch in der leicht vergleichbaren Einheit 2010 /MW h anzugeben. Um die Darstellung zu vereinfachen, wird im Folgenden für beide Produkte der Preis in 2010 /MWh angegeben. Die benötigten Preiserhöhungen sowohl am Spotmarkt als auch am Reservemarkt führen zu einer zusätzlichen Kostenbelastung der Verbraucher, die als Zielfunktion des Knappheitspreismodells anhand Gleichung (4.4) minimiert wird. (4.2) (4.3) ( ) (4.4) Entsprechend der Analyse im Abschnitt 4.1 wird das Knappheitspreismodell zunächst zur Vollkostendeckung aller neu investierten konventionellen Kraftwerke angewendet. Anschließend werden die betrachteten Kraftwerke um Bestandskraftwerke ergänzt, so dass auch diese Kraftwerke mit den Preiserhöhungen am Spot- und Reservemarkt ihre fixen Betriebskosten vollständig erwirtschaften können. Abbildungen 4.7, 4.8 und 4.9 stellen die durchschnittliche Erhöhung der jährlichen Spotmarkt- und Reservemarktpreise für drei Jahrzehnte 2020 bis 2030, 2030 bis 2040 sowie 2040 bis 2050 in den drei betrachteten Szenarien dar. Die beiden unterstellten Preisobergrenzen von und /MWh werden für die Modellrechnungen zugrunde gelegt, in denen in einem Fall lediglich Zubauanlagen und im anderen Fall alle Anlagen berücksichtigt decken. Für Zubauanlagen ist eine Preiserhöhung generell ab 2040 ausreichend, um im Betrachtungszeitraum eine insgesamt positive Rendite zu erwirtschaften. Bei einem Anteil erneuerbarer Energien von 80 % am Bruttoelektrizitätsverbrauch (Szenarien EE80 und EE80_Shedding) ist eine kombinierte Preiserhöhung am Spotmarkt und am Reservemarkt aus Sicht der Gesamtkosten sinnvoll. Im Basisszenario EE80 wird der Spotmarktpreis je nach angesetzter Preisobergrenze um ca. 14 und /MWh erhöht. Gleichzeitig ergibt sich am Reservemarkt bei beiden Preisobergrenzen eine Preiserhöhung von ca /MWh. Durch die Zulassung des Abwurfs erneuerbarer Energien sinken die Preiserhöhungen am Spotmarkt mit der Folge, dass die Preiserhöhungen am Reservemarkt etwas größer ausfallen. Mit einem moderaten Ausbau erneuerbarer Energien im Szenario EE60 reicht eine leichte Preiserhöhung am Spotmarkt von unter /MWh aus, um die Vollkosten aller investierten 62

73 Kraftwerke zu decken. Eine zusätzliche Preiserhöhung am Reservemarkt ist in diesem Fall nicht erforderlich. Fordert man die Vollkostendeckung für den gesamten Kraftwerkspark, ist bereits ab 2020 eine Preiserhöhung sowohl am Spotmarkt als auch am Reservemarkt notwendig. Es ist auffällig, dass bei einem höheren Anteil erneuerbarer Energien in Szenarien EE80 und EE80_Shedding der Schwerpunkt der Preiserhöhungen auf dem Reservemarkt liegt. Dies ist überwiegend auf die Rentabilitätssituation der Bestandskraftwerke zurückzuführen. Angesichts der steigenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien gehen die Einsatzstunden der Bestandskraftwerke über die Jahre zurück. Ihre Vermarktungsmöglichkeiten verlagern sich allmählich auf den Reservemarkt. Somit ist eine Preiserhöhung am Reservemarkt für diese Anlagen zielführender zur Deckung der Vollkosten. Darüber hinaus führt eine vergleichbare Preiserhöhung am Reservemarkt zu wesentlich niedrigeren Systemkosten, da die zu vergüteten Kapazitäten dort viel kleiner sind als am Spotmarkt. Bei einer Preiserhöhung auf dem Spotmarkt profitieren hauptsächlich Grundlastkraftwerke, die meistens ein geringeres Missing-Money-Problem aufweisen. Im Szenario EE60 liegen die Preiserhöhungen ebenso überwiegend auf dem Reservemarkt. Allerdings gehen sie im Lauf der Zeit zurück. Gegen Ende des Betrachtungszeitraums ist lediglich eine Preiserhöhung am Spotmarkt erforderlich. Darüber hinaus ist anhand der Abbildungen zu erkennen, dass die beiden unterschiedlichen Preisobergrenzen keine signifikante Auswirkung auf die durchschnittlichen Erhöhungen des Jahrespreises sowohl am Spotmarkt als auch am Reservemarkt haben. Ein Vergleich der Preiserhöhungen in den einzelnen Stunden zeigt, dass bei einer Preisobergrenze von /MWh die Preiserhöhungen nur in wenigen Stunden ein sehr hohes Niveau (> /MWh) erreichen. Diese extremen Werte werden im Fall einer niedrigeren Preisobergrenze von /MWh durch moderatere allerdings häufigere Preiserhöhungen ersetzt. Die gesamten zusätzlichen Kosten, die durch die Preiserhöhungen verursacht werden, unterscheiden sich bei den unterschiedlichen Preisobergrenzen nur geringfügig. 63

74 Abbildung 4.7: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE80 durch das Knappheitspreisverfahren. Abbildung 4.8: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE80_Shedding durch das Knappheitspreisverfahren. 64

75 Abbildung 4.9: Durchschnittliche Preiserhöhung im Szenario EE60 durch das Knappheitspreisverfahren. Die durchschnittlichen Preiserhöhungen, mit denen die betroffenen Kraftwerke ihre Vollkosten decken können, liegen in den drei betrachteten Szenarien am Spotmarkt unter /MWh und am Reservemarkt unter /MWh. Die zusätzliche Finanzierung stellt wie bei allen Kapazitätsmechanismen unabhängig vom Umlegungsansatz eine zusätzliche Belastung der Verbraucher dar. Aufgrund der geringen Auswirkung der Preisobergrenzen auf die Untersuchungsergebnisse wird in der folgenden Diskussion nur der Fall mit der Preisobergrenze von /MWh erläutert. In Abbildung 4.10 werden die im Betrachtungszeitraum anfallenden zusätzlichen Kosten für die Verbraucher, die in den drei betrachteten Szenarien durch die Preiserhöhungen entstehen und den zusätzlichen Erlösen der Kraftwerke entsprechen, nach Energieträgern aufgeschlüsselt. Die beiden betrachteten Fälle, in denen eine Vollkostendeckung jeweils für neu investierte Anlagen und für den gesamten Kraftwerkspark erforderlich ist, werden gegenübergestellt. Je nach unterstellter Ausbaupolitik für erneuerbare Energien variieren die gesamten Zusatzkosten im Fall der Vollkostendeckung für neu investierte Kraftwerke zwischen 5 bis 13 Mrd Dabei entfällt der größte Teil auf neue Braunkohlekraftwerke. Wird die Vollkostendeckung für den gesamten Kraftwerkspark vorausgesetzt, erhöhen sich die Zusatzkosten um ein Mehrfaches und betragen in den drei betrachteten Szenarien von 47 bis 54 Mrd Neben den Braunkohlekraftwerken profitieren auch Gas- und Steinkohlekraftwerke deutlich von den Knappheitspreisen. Allerdings treten in diesem Fall die höchsten Zusatzkosten im Szenario EE60 auf, obwohl hierbei das Missing-Money-Problem am geringsten ausgeprägt ist, siehe Abbildungen 4.1 bis 4.3. Dies ist darauf zurückzuführen, dass im Vergleich zu den anderen beiden Szenarien konventionelle Kraftwerke im Szenario EE60 wesentlich häufiger eingesetzt werden. So erhöht sich auch die Anzahl der Kraftwerke, die die 65

76 Knappheitspreise erhalten. Die Knappheitspreise tragen in diesem Szenario somit nicht nur zur Vollkostendeckung sondern auch zu höheren Gewinnen der Kraftwerke bei. Abbildung 4.10: Gesamte zusätzliche Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise im Betrachtungszeitraum 2010 bis Wie zuvor erwähnt, bilden die Kosten infolge der modellseitig ermittelten Preiserhöhungen näherungsweise die zusätzlichen Kosten eines Knappheitspreisverfahrens ab. Zur Einordnung der so berechneten Zusatzkosten bzw. der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke in den drei betrachteten Szenarien werden diesen in den Abbildungen 4.11, 4.12 und 4.13 die erwarteten tatsächlichen Verluste der jeweiligen Kraftwerkstechnologien gegenübergestellt. Diese Verluste werden aus der Analyse im Abschnitt 4.1 abgeleitet. Wird der Knappheitspreisverfahren lediglich nach dem Missing-Money-Problem der neu investierten Anlagen ausgerichtet, ergeben sich in allen betrachteten Szenarien eine zusätzliche Kostenbelastung für Verbraucher, die mit den erwarteten Verlusten der Zubaukraftwerke sowohl in der Summe als auch in der Aufteilung auf einzelne Kraftwerkstechnologien vergleichbar sind. Die Erweiterung des Knappheitspreisverfahrens auf den gesamten Kraftwerkspark führt zu einer deutlich höheren zusätzlichen Kostenbelastung für Verbraucher als die tatsächlichen Verluste der Kraftwerke in allen betrachteten Szenarien. Aufgrund der nicht nach der tatsächlichen Gewinnsituation einzelner Anlagen differenzierenden Vergütung können auch die Anlagen, die weniger von einem Missing-Money-Problem bedroht sind, ebenfalls von Knappheitspreisen profitieren. Im Szenario EE80 erhalten deshalb bestehende Braunkohlekraftwerke und Pumpspeicher, die auch ohne Kapazitätsmechanismen positive Rendite erwirtschaften, beträchtliche zusätzliche Erlöse durch Knappheitspreise. Andere auf Gas und Steinkohle basierte Bestandkraftwerke erhalten ebenfalls höhere zusätzliche Erlöse als deren 66

77 tatsächlichen Verluste. Durch Erlauben des Abwurfs von Überschussenergie im Szenario EE80_Shedding wird dieser Vorteil bei bestehenden Pumpspeichern noch etwas vergrößert. Der moderate Ausbau erneuerbarer Energien im Szenario EE60 kann die Gewinnsituation der Bestandskraftwerke im gesamten Betrachtungszeitraum deutlich verbessern, so dass die erwarteten Verluste dieser Kraftwerke wesentlich geringer sind im Vergleich zu den beiden anderen Szenarien. Dieser Vorteil ist insbesondere bei Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke erkenntlich, die aufgrund relativ niedriger Grenzerzeugungskosten häufiger eingesetzt werden. Diese Kraftwerke können durch die Knappheitspreise, die in erster Linie zur Vollkostendeckung anderer Kraftwerke dienen sollen, infolge des hohen Anteils in der Erzeugung beträchtliche zusätzliche Gewinne (Windfall-Profit) erzielen. Daraus resultiert eine übermäßige Kostenbelastung für Verbraucher, die ein Mehrfaches der tatsächlich auszugleichenden Verluste darstellt. Es werden gegebenenfalls zusätzliche Instrumente zur Vermeidung oder zur Reduktion des Windfall-Profits benötigt. Ein Vergleich der Kosten des Knappheitspreisverfahrens mit anderen Kapazitätsmechanismen, wie Strategische Reserve bzw. der Einführung eines Auktionsverfahrens für Kapazitäten wird im Rahmen dieser Studie nicht durchgeführt. Aus der Analyse der erwarteten Verluste der einzelnen Kraftwerke lässt sich jedoch eine Untergrenze für die erwarteten Kosten der Kapazitätsmechanismen angeben. Die jeweiligen Kraftwerkskapazitäten werden nur bereitgestellt bzw. Angeboten werden, wenn ihr erwartet Gewinn positiv ist. Liegen die zusätzlichen Kosten des jeweiligen Kapazitätsmechanismus in der gleichen Größenordnung wie die Summe der Verluste der Kraftwerke, so liegt die Schlussfolgerung nahe, dass dies ein möglicher Ansatz zur Lösung des Problems ist. Abbildung 4.11: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE80. 67

78 Abbildung 4.12: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE80_Shedding. Abbildung 4.13: Vergleich der zusätzlichen Zahlungen an Kraftwerke durch Knappheitspreise und deren tatsächlichen Verluste von 2010 bis 2050 im Szenario EE60. 68

79 5. Zusammenfassung Angesichts der derzeit am Elektrizitätsmarkt zu beobachtenden Entwicklungen herrscht seit einiger Zeit in Deutschland eine intensive Diskussion über die Notwendigkeit der Einführung eines Kapazitätsmechanismus sowie dessen sinnvolle Ausgestaltung. Hervorgerufen durch einerseits zurückgehende Deckungsbeiträge konventioneller Kraftwerke (Missing-Money- Problem) und andererseits die Befürchtung einer Gefährdung der zukünftigen Versorgungssicherheit besteht die zentrale Frage darin, mit welchem Kapazitätsmechanismus genügende Investitionsanreize für neue Erzeugungskapazitäten geschafft werden können. Bestehende Studien in Deutschland befassen sich überwiegend mit zwei Arten von Kapazitätsmechanismen Kapazitätszahlungen und Kapazitätsmärkte. Mit den beiden Kapazitätsmechanismen werden Kapazitäten bzw. Leistungen berechtigter Kraftwerke unabhängig des tatsächlichen Einsatzes vergütet. Der wesentliche Unterschied zwischen den beiden Konzepten besteht in erster Linie in der Ermittlung des Vergütungspreises. Die vorliegende Studie zieht darüber hinaus auch Mechanismen in Betracht, die ebenfalls zur Schaffung von Investitionsanreizen beitragen, jedoch ohne dabei Kapazitäten direkt zu vergüten. Dazu zählen insbesondere die Knappheitspreisverfahren. Auf Basis einer ausführlichen Beschreibung der drei betrachteten Arten von Kapazitätsmechanismen Kapazitätszahlungen, Kapazitätsmärkten und Knappheitspreisverfahren werden diese bezüglich der Schaffung von Investitionsanreizen, der Wettbewerbsverzerrung, der Begrenzung des Marktmachtpotentials sowie der zusätzlichen Kosten für Verbraucher miteinander verglichen. Die Gewährleistung der Versorgungszuverlässigkeit setzt neben genügenden Erzeugungskapazitäten auch einen stabilen Netzbetrieb voraus. Aus dem starken Ausbau erneuerbarer Energien mit fluktuierender Einspeisung ergibt sich ein zunehmender Bedarf an Systemdienstleistungen, die je nach Anforderungen durch verschiedene Kraftwerkstechnologien bereitgestellt werden müssen. Vergütungsmodelle für Systemdienstleistungen können somit in der Zukunft wichtige ergänzende Instrumente darstellen, um Investitionsanreize für Kraftwerke zu schaffen. Der kostenoptimale Zubau von neuen Kraftwerken, die zur Deckung der zukünftigen Elektrizitätsnachfrage und des Reservebedarfs in Deutschland benötigt werden, wird mit Hilfe eines fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells abgebildet. Anhand der auf Basis von Grenzerzeugungskosten ermittelten Preise am Großhandelsmarkt und am Reservemarkt können die Gewinn- bzw. Verlustsituationen der Bestands- und Investitionsanlagen berechnet werden. Die Modellergebnisse zeigen einen Investitionsbedarf ab dem Jahr 2023 infolge des kompletten Wegfalls der Kernkraftwerksleistung auf. Der zukünftige Bedarf an neuen Kraftwerken, insbesondere an neuen Pumpspeichern, ist jedoch durch einen ermöglichten Abwurf oder einen moderateren Ausbau erneuerbarer Energien reduzierbar. Die Gewinnanalyse auf Basis der Modellergebnisse belegt, dass unter Beibehaltung der gegenwärtigen Marktgestaltung weder für die notwendigen Zubauanlagen noch für die heute bestehenden Kraftwerke ein positiver Gewinn sichergestellt ist. Die durchgeführten Szenariovariationen zeigen auf, dass durch Erlauben des Abwurfs von Überschussenergie der Zu- 69

80 baubedarf an neuen Pumpspeichern wesentlich reduziert werden kann. Darüber hinaus kann ein moderater Ausbau erneuerbarer Energien das Missing-Money-Problem deutlich abschwächen. Dennoch ist eine Erweiterung der bestehenden Marktform um einen geeigneten Kapazitätsmechanismus notwendig, um genügende Investitionsanreize für neue konventionelle Anlagen zu schaffen und somit die zukünftige Versorgungszuverlässigkeit sicherzustellen. Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus resultiert in einer zusätzlichen Kostenbelastung der Verbraucher. Anhand eines einfachen Modells wird in der vorliegenden Arbeit eine erste Kostenabschätzung für ein Knappheitspreisverfahren durchgeführt, das den kleinsten Markteingriff erfordern und die geringste Wettbewerbsverzerrung mit sich bringen würde. Die Abbildung des Knappheitspreisverfahrens zeigt, dass der Reservemarkt zur Bewältigung des Missing-Money-Problems eine entscheidende Bedeutung hat. Insbesondere bei Berücksichtigung der Rentabilität der Bestandskraftwerke ist es sinnvoll, den Reservemarkt in die Umsetzung eines Kapazitätsmechanismus miteinzubeziehen. Die Zusatzkosten des unterstellten Knappheitspreisverfahrens werden den erwarteten Verlusten der jeweiligen Kraftwerke gegenübergestellt. Anhand des Vergleichs ist zu erkennen, dass bei Betrachtung lediglich der neu investierten Anlagen das Knappheitspreisverfahren eine relativ kostengünstige Variante darstellt. Hierbei werden die erwarteten Verluste der Zubauanlagen in vergleichbarer Höhe durch Knappheitspreise auf Verbraucher übertragen. Sollte das Missing-Money- Problem der heutigen Bestandsanlagen auch durch einen Kapazitätsmechanismus bewältigt werden, ist eine zusätzliche Kostenbelastung für Verbraucher mit dem Knappheitspreisverfahren zu erwarten, die deutlich höher ist als die tatsächlichen Verluste der Kraftwerke. Zusätzliche Instrumente zur Vermeidung oder zur Reduktion des Windfall-Profits sind gegebenenfalls erforderlich. Die quantitative Analyse der Kapazitätsmechanismen in der vorliegenden Arbeit wird insbesondere im Hinblick auf Knappheitspreisverfahren durchgeführt. In einer nachfolgenden Arbeit werden neben einer Weiterentwicklung des Abbildungsansatzes für Knappheitspreisverfahren auch andere diskutierte Kapazitätsmechanismen (Kapazitätszahlungen und Kapazitätsmärkte) unter Berücksichtigung deren Rückwirkungen auf die Entwicklung des Elektrizitätsmarkts abgebildet. Zur Untersuchung der Fragestellung, ob ein nationaler oder ein internationaler Kapazitätsmechanismus sinnvoller ist, wird anstatt der bisherigen isolierten Betrachtung Deutschlands der gesamte europäische Elektrizitätsmarkt abgebildet. Darüber hinaus werden verbraucherseitige Ressourcen wie flexible Lasten sowie netzseitige und regionale Anforderungen berücksichtigt. 70

81 A. Anhang: Kurzbeschreibung des Elektrizitätsmarktmodells Die in der vorliegenden Studie durchgeführte Analyse basiert auf der Anwendung eines fundamentalen Elektrizitätsmarktmodells auf den deutschen Elektrizitätsmarkt. Ausgehend von den bestehenden Kraftwerkskapazitäten werden der Zubau von neuen Erzeugungsanlagen sowie die Einsatzplanung aller verfügbaren Kraftwerke in Deutschland hinsichtlich der Kostenminimierung gleichzeitig optimiert. Die Zielfunktion des angewendeten Elektrizitätsmarktmodells ist die Minimierung der Systemgesamtkosten einschließlich der Kosten für den Kraftwerksbetrieb sowie den Zubau von neuen Erzeugungskapazitäten. Dabei wird zwischen den erzeugungsabhängigen Kosten und den erzeugungsunabhängigen Kosten unterschieden. Die erzeugungsabhängigen Kosten ergeben sich aus dem tatsächlichen Einsatz der Anlagen und stehen mit den erzeugten Energiemengen in funktionalem Zusammenhang. Während bei thermischen Kraftwerken in der Regel die Ausgaben für den Brennstoffeinsatz und die CO 2 -Zertifikate den größten Teil dieser Kosten ausmacht, stellen die sonstigen Betriebskosten bei Speichertechnologien und Erneuerbare-Energien-Anlagen (Wind und Photovoltaik) den essentiellen Bestandteil dar. Zu den erzeugungsunabhängigen Kosten gehören im Wesentlichen die Kapitalkosten, die durch neue Investitionen entstehen, und die fixen Betriebskosten, die auch ohne tatsächlichen Einsatz für beispielsweise die Bedienung, Wartung und Überwachung der Anlage anfallen. Das Modell beinhaltet eine Kraftwerkseinsatzplanung, mit der neben der Deckung der vorgegebenen Elektrizitätsnachfrage auch ausreichende Reserveleistung in jeder abgebildeten Elektrizitätsregion vorgehalten werden muss. Die Reserveleistung dient in erster Linie dazu, unerwartete Kraftwerksausfälle und Prognosefehler der fluktuierenden Einspeisung erneuerbarer Energien auszugleichen. Sie ergibt sich deshalb aus der Kraftwerksstruktur und der installierten Leistung der Windkraft- und Photovoltaikanlagen in den jeweiligen Regionen. Für die Elektrizitätseinspeisung erneuerbarer Energien wird im Modell eine Abnahmepflicht unterstellt, solange dies technisch möglich ist. Während bei Windkraft- und Photovoltaikanlagen die Elektrizitätseinspeisung vor allem vom natürlichen Dargebot des Windes und der Sonneneinstrahlung abhängt, erfolgt die Abbildung konventioneller Anlagen über die Berücksichtigung verschiedener technisch-betrieblicher Restriktionen. Dazu gehören beispielsweise die maximale und minimale Erzeugungsleistung, der Wirkungsgrad und der Teillastverlust. Durch die Anfahrzeit, die Mindestbetriebszeit und die Mindeststillstandzeit sowie die Leistungsänderungsgeschwindigkeit lässt sich die technische Einsatzflexibilität der Anlagen beschreiben. Die Speichertechnologien, die traditionell durch Umwälzbetrieb zum Ausgleich von Lastschwankungen dienen, gewinnen auch für die Aufnahme der Überschusseinspeisung erneuerbarer Energien zunehmend an Bedeutung. Ihre Bewirtschaftung wird im Modell unter Berücksichtigung der natürlichen Zuflüsse und der Pumpverluste abgebildet. 71

82 Da der Ausbau erneuerbarer Energien längerfristig immer noch überwiegend durch Subventionsmaßnahmen getrieben wird, betreffen die modellendogenen Investitionsentscheidungen für neue Erzeugungsanlagen ausschließlich konventionelle Kraftwerke. Die Entwicklung erneuerbarer Energien wird exogen vorgegeben. Abbildung A.1 gibt eine Übersicht des Modellaufbaus an, in der die zuvor beschriebenen Bestandteile des Modells zusammengefasst werden. Abbildung A.1: Übersicht des Modellaufbaus Das Modell kann je nach Aufgabendefinition mit unterschiedlichem Detaillierungsgrad angewendet werden. In einigen abgeschlossenen Forschungsprojekten wurde im Modell beispielsweise jede Erzeugungsanlage ab 100 MW einzeln abgebildet, um die technischen Restriktionen thermischer Kraftwerke, insbesondere die Anfahrzeiten, die Mindestbetriebs- und - stillstandzeiten sowie die Leistungsänderungsgeschwindigkeiten detaillierter zu erfassen. Im Rahmen von Analysen zur Preisbildung am Großhandelsmarkt wurde das Modell auch mit einer unterjährigen stündlichen Auflösung angewendet. In der vorliegenden Studie wurde der folgende Detaillierungsgrad bezüglich der Abbildung der Kraftwerke sowie der zeitlichen Auflösung gewählt. Zur Anwendung des Modells in dieser Studie werden die Kraftwerke nach Energieträgern, Anlagentypen und -alter in Kraftwerksgruppen zusammengefasst und den jeweiligen Elektrizitätsregionen zugeordnet. Die Optimierung wird für jedes Jahr des Betrachtungszeitraums sukzessive durchgeführt. Modellergebnisse eines Optimierungsschritts werden der Optimierung für das darauf fol- 72

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