UNTERSUCHUNGEN ZU EINEM ZUKUNFTSFÄHIGEN STROMMARKTDESIGN. Endbericht, März

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1 UNTERSUCHUNGEN ZU EINEM ZUKUNFTSFÄHIGEN STROMMARKTDESIGN Endbericht, März 2012

2 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) Alte Wagenfabrik Vogelsanger Straße Köln Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) ist ein An-Institut der Universität und wird durch einen Förderverein getragen. Das Institut wird derzeit geleitet von zwei Professoren der Wirtschafts- und Sozialwissenschaftlichen Fakultät der Universität zu Köln sowie zwei Privatdozenten. Aufgrund eines Rahmenvertrags für die Jahre 2009 bis 2013 zwischen der Universität zu Köln, dem Förderverein, dem Land NRW sowie E.ON und RWE erhält das EWI materielle und finanzielle Zuwendungen von allen fünf Vertragspartnern. Zusätzliche Einnahmen werden aus Drittmitteln erzielt. Die Verantwortung für die Verausgabung der Mittel obliegt der Institutsleitung.

3 AUTOREN 1 Christina Elberg PD Dr. Christian Growitsch Prof. Dr. Felix Höffler Jan Richter In Zusammenarbeit mit Prof. Achim Wambach, Ph.D., Universität zu Köln 1 Die Autoren danken Prof. Peter Cramton, Ph.D., und Prof. Dr. Axel Ockenfels für ausführliche Diskussionen bei der Erstellung des Gutachtens.

4 IM AUFTRAG VON: BUNDESMINISTERIUM FÜR WIRTSCHAFT UND TECHNOLOGIE (BMWI)

5 Inhaltsverzeichnis INHALTSVERZEICHNIS 1 Zusammenfassung Einleitung Simulation des Stromerzeugungssystems bis Überblick und Einordnung Die Modellierung mittels des Simulationsmodells DIMENSION Ergebnisse der Simulation des Kraftwerkseinsatzes auf dem Spotmarkt Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten bis Entwicklung von Stromerzeugung und Volllaststunden Erlöse durch die Teilnahme am Spotmarkt Ergebnisse der simultanen Simulation des Kraftwerkseinsatzes auf Spot- und Regelenergiemarkt Methodik zur Abbildung der Regelenergiemärkte Zusätzliche Erlöse durch die Teilnahme am Regelenergiemarkt Veränderungen bei Variation der Stromnachfrage Zusammenfassung der Simulationsergebnisse Nachfrageflexibilisierung Schematische Darstellung der Wirkung von DSM-Maßnahmen Technisches DSM-Potenzial zur Spitzenlast Zwischenfazit Kapazitätsmechanismen Strategische Reserve Beschaffung und Einsatz von Strategischer Reserve Implikationen für Terminmärkte Implikationen für Regelenergiemärkte Regionale Aspekte Bewertung Versorgungssicherheitsverträge I

6 Inhaltsverzeichnis Beschaffung von Kapazität über eine Auktion und Kapazitätsverpflichtungen Verfügbarkeitsoptionen Überwälzung auf Endkunden Erneuerbare Energien Implikationen für Terminmärkte Implikationen für Regelenergiemärkte Behandlung von Bestandsanlagen Regionalisierung Europäische Koordination Bewertung Zusammenfassung und Empfehlungen Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Literaturverzeichnis Anhang A Annahmen für die Simulation Anhang B Ergebnisse der Simulation Anhang C Nachfrageflexibilisierung Anhang D Details zur Strategischen Reserve Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Anhang F Internationale Erfahrungen Anhang G Andere Studien zu Kapazitätsmärkten Abbildungsverzeichnis Anhang Tabellenverzeichnis Anhang II

7 1 ZUSAMMENFASSUNG Problemaufriss Spezifische Eigenschaften eines liberalisierten Strommarktes könnten dazu führen, dass eine als ausreichend angesehene Sicherheit der Stromversorgung in Deutschland nicht dauerhaft gewährleistet ist. Ein wesentliches Problem besteht darin, dass die Stromnachfrage kurzfristig nur wenig preiselastisch ist. Auf steigende Preise reagiert sie kaum mit einem Mengenrückgang. Dies kann zu Blackouts führen und die Ausübung von Marktmacht in Knappheitssituationen begünstigen. Um das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht zu begrenzen, oder um allgemein extreme Preisspitzen zu unterdrücken, werden auf liberalisierten Strommärkten häufig explizite oder implizite Preisobergrenzen gesetzt. Solche Preisobergrenzen reduzieren die Deckungsbeiträge der Kraftwerke. Insbesondere bei Grenzkraftwerken, also solchen Kraftwerken, die hohe variable Erzeugungskosten haben und die zudem schwach ausgelastet sind, besteht die Gefahr, dass sie ihre Investitionen nicht über die Strommärkte zurückverdienen können. Besteht das Problem der Unterfinanzierung, wird zu wenig investiert und es entsteht eine Kapazitätslücke in der langen Frist. Ein solches Unterfinanzierungsproblem von Grenzkraftwerken kann auch in Märkten ohne oder mit einem geringen Anteil erneuerbarer Energien auftreten. Wenngleich daher erneuerbare Energien das Problem nicht originär verursachen, vergrößern sie es aber möglicherweise. Neben der Sicherstellung von Versorgungssicherheit gibt es noch andere Aspekte des Strommarktdesigns, die derzeit diskutiert werden, aber nicht im Mittelpunkt des vorliegenden Gutachtens stehen. Aufgrund des längerfristigen Analysezeitraums wird auch auf spezifische regionale Probleme der Versorgungssicherheit nicht eingegangen. 1

8 Zusammenfassung Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Um die Größenordnung der angesprochenen Probleme abschätzen zu können, wurden Simulationsrechnungen durchgeführt. Sie berechnen, wie sich der konventionelle Teil des Stromerzeugungssystems bis 2020 und 2030 entwickeln müsste, um Versorgungssicherheit kostenminimal zu gewährleisten. Die dabei unterstellten Anforderungen an die Versorgungssicherheit sind hoch. Beispielsweise wurde eine Sicherstellung der Stromversorgung mit nationalen Kapazitäten gefordert. In den Simulationen werden bis 2030 rund 44,5 GW Gaskraftwerke zugebaut. Davon entfallen 39 GW auf Gasturbinen, die sich durch niedrige spezifische Investitionskosten auszeichnen. Zusätzlich werden 6,7 GW Braunkohlekraftwerke mit CCS-Technologie zugebaut. Zudem wurde ein hochaufgelöster Dispatch für die Jahre 2020 und 2030 simuliert. Er belegt, dass die Grenzkraftwerke (Gasturbinen) vorrangig eine Absicherungsfunktion (Back-up) haben und sehr wenige Betriebsstunden aufweisen. Wie erwartet können die Gasturbinen, zum Teil aber auch inframarginale Kraftwerke (Gas-und-Dampf- Kombikraftwerke), ihre Investitionen nicht zurückverdienen, wenn unterstellt wird, dass der Strompreis die Systemgrenzkosten nicht übersteigt. In einem weiteren Schritt wurde ein simultanes Gleichgewicht auf dem Spotmarkt und dem Markt für positive Regelleistung simuliert und es wurden Leistungspreise für positive Regelleistung geschätzt. Die Grenzkraftwerke können so Zusatzerlöse erwirtschaften, die zwar signifikant sind, die Finanzierungslücke aber nicht schließen. Ob es zu Zusatzerlösen kommt, hängt zudem sensitiv von den Modellparametern ab. Nachfrageflexibilisierung Durch eine Flexibilisierung der Nachfrageseite könnten drei Probleme adressiert werden: 1) Der Bedarf an Back-up Kapazitäten kann reduziert werden. 2) Versorgungsunterbrechungen in Knappheitssituationen können vermieden werden. 3) Wenn die flexible Nachfrage den Preis oberhalb der Erzeugungskosten der Grenzkraftwerke setzt, können die Back-up Kapazitäten zusätzliche Erlöse zur Deckung der Fixkosten erzielen. Aus diesem Grund wurde das technische Potenzial von Demand Side Management (DSM) Maßnahmen analysiert, die geeignet sind, Nachfrage in größerem Umfang zu flexibilisieren. Diese quantitative Abschätzung legt nahe, dass das Potenzial zu gering ist, um verlässlich Versorgungssicherheit in einer Energy-Only Marktlösung mittels der Flexibilisierung der Nachfrage zu ermöglichen. 2

9 Zusammenfassung Es gibt drei wesentliche Gründe, die zweifeln lassen, dass mittelfristig die Nachfrageflexibilisierung über DSM ausreicht: 1) Viele Anwendungen können nur zeitlich verschoben werden, wodurch sie sich nur bedingt eignen, Gasturbinen in ihrer Back-up Funktion zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit zu ersetzen. 2) Die Grenzkosten vieler Prozesse sind niedrig, wodurch sie sich links neben den Grenzkraftwerken in der Merit Order einordnen. 3) Die Erschließungskosten vieler Anwendungen sind auch mittelfristig zu hoch, um eine kostengünstige Alternative zu Gasturbinen zu sein. Zwischenfazit Die hier vorgelegten Analysen belegen nicht eindeutig, dass ein Energy-Only Markt mit hinreichender Versorgungssicherheit nicht funktionieren kann. Sie liefern aber Hinweise dafür, dass ein Energy-Only Markt zunehmend vor signifikante Herausforderungen gestellt wird, im Besonderen um das hier angenommene Niveau an Versorgungssicherheit zu garantieren. Diskussion von zwei Kapazitätsmechanismen Kapazitätsmechanismen versuchen, das Problem der Unterfinanzierung von (Grenz-) Kraftwerken zu überwinden, indem sie zusätzliche Anreize für Investitionen in Kraftwerke schaffen. In der Literatur wird eine Vielzahl von Varianten diskutiert, und auch in der Praxis werden unterschiedliche Mechanismen verwendet. Das vorliegende Gutachten konzentriert sich auf die Ausarbeitung und Analyse zweier Kapazitätsmechanismen. Dabei setzt der erste Mechanismus (Strategische Reserve) an der physischen Erzeugungskapazität an. Der zweite Mechanismus (Versorgungssicherheitsverträge) zielt umfassender darauf ab, einen Markt für Versorgungssicherheit zu schaffen. Beide Mechanismen haben gemeinsam, dass eine zentrale Stelle ein bestimmtes anzustrebendes Niveau an Versorgungssicherheit vorgibt. Die Strategische Reserve ist ein Konzept, das vordergründig nur geringe Eingriffe in bestehende Märkte verspricht. Andere Probleme als die Bereitstellung ausreichender Kapazitäten werden nicht adressiert. Die Versorgungssicherheitsverträge stellen demgegenüber eine umfangreichere Ergänzung der bestehenden Märkte dar. Das Marktdesign ermöglicht eine effiziente Bereitstellung der benötigten Kapazität, ohne bestehende Märkte zu verzerren. Neben der Versorgungssicherheit werden auch das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht auf dem Strommarkt in Knappheitssituationen und das Preisrisiko von Stromkäufern und Stromerzeugern adressiert. 3

10 Zusammenfassung Für die Strategische Reserve wird der Strommarkt in einen normalen Gütermarkt und in den Bereich der Strategischen Reserve geteilt. Der Gütermarkt funktioniert wie der herkömmliche Strommarkt: Investitionen müssen sich durch Erlöse auf den Gütermärkten finanzieren. Die Strategische Reserve wird zentral als Back-up Kapazität im Rahmen einer Auktion beschafft und finanziert sich durch die Zahlungen dieser Auktion. Die Strategische Reserve wird nur in Knappheitssituationen eingesetzt, wenn der Strompreis einen vorab festgelegten (hohen) Auslösungspreis überschreitet. Falls das Modell der Strategischen Reserve wie konzipiert funktioniert, ist das Resultat nahe an einer Energy-Only Marktlösung. Und falls sich die Strategische Reserve als überflüssig herausstellt, ist ein fließender (wenngleich möglicherweise langwieriger) Übergang in einen Energy-Only Markt möglich. Ein gravierender Nachteil der Strategischen Reserve ist, dass sie zu Ineffizienzen im Dispatch des Strommarktes führt. Das liegt an der künstlichen Zurückhaltung der Reservekapazitäten. Da sie nur in Knappheitssituationen eingesetzt werden sollen, kann es dazu kommen, dass Technologien (Erzeugungstechnologien oder Nachfragereduktionen) zum Einsatz kommen, die teurer sind als die Technologien der Strategischen Reserve. Ein weiteres Problem ist die Wahl und die anschließende Durchsetzung des Auslösungspreises: Um die Strategische Reserve klein zu halten, ist ein hoher Auslösungspreis erforderlich. Dieser hohe Auslösungspreis muss dauerhaft und glaubhaft garantiert werden. Das bedeutet, dass hohe Strompreise bei gleichzeitig zurückgehaltener Strategischer Reserve hingenommen werden müssen. Durch die Ineffizienz im Dispatch haben die Entscheidungsträger aber immer einen Anreiz, die Strategische Reserve häufiger als ursprünglich geplant einzusetzen, um diese zu hohen Strompreise und die damit verbundenen Härten für Nachfrager zu vermeiden. Eine weitere Schwierigkeit ist die Dimensionierung der Strategischen Reserve: Die zuständige Stelle muss nicht nur den Gesamtbedarf an Kapazität prognostizieren, sie muss auch korrekt antizipieren, wie viel Kapazität der Markt von alleine errichten wird, um den verbleibenden Rest als Strategische Reserve zu beschaffen. Dabei muss sie die Interdependenz mit dem Design der Strategischen Reserve berücksichtigen. Versorgungssicherheitsverträge schaffen einen Markt für Versorgungssicherheit, auf dem der Bedarf an sicherer Leistung in einer Auktion von Anbietern sicherer Leistung (Bestandsanlagen und Neuanlagen sowie Nachfragereaktionen) bereitgestellt und vergütet wird. Für die Anbieter von Versorgungssicherheit ergeben sich aus der Auktion sichere Einnahmen zur Finanzierung ihrer Investition. In die Preisbildung am Spotmarkt wird nicht eingegriffen. Gleichzeitig werden die Nachfrager durch sogenannte Verfügbarkeitsoptionen gegen Preisspitzen abgesichert. 4

11 Zusammenfassung Weil in den Spotmarkt nicht eingegriffen wird, kommt es dort in der kurzen Frist nicht zu Verzerrungen: Der Dispatch am Spotmarkt ist effizient und funktioniert gemäß den Preissignalen im Markt. Insbesondere in Knappheitssituationen haben Stromerzeuger Anreize, Strom anzubieten. Auch ist das Modell kompatibel mit Regelenergie- und Terminmärkten sowie dem grenzüberschreitenden Stromhandel. Der Mechanismus funktioniert dabei folgendermaßen: Teilnehmer am Versorgungssicherheitsmarkt, also Anbieter von sicherer Leistung, müssen Verfügbarkeitsoptionen ausgeben. Die Verfügbarkeitsoptionen haben einen vorab von einer zentralen Koordinationsstelle administrativ festgelegten Ausübungspreis. Wenn der Stromspotmarktpreis den Ausübungspreis überschreitet, sind die Anbieter von Leistung verpflichtet, die Differenz zwischen Stromspotmarktpreis und Ausübungspreis an die zentrale Koordinationsstelle zu zahlen. Die zentrale Koordinationsstelle leitet diese Zahlungen an die Stromversorger weiter. Dieses Konzept hat zwei Vorteile: Erstens sind die Stromversorger und damit auch die Endkunden gegen hohe Preise in Knappheitssituationen, konkret gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises, abgesichert. Zweitens beschränkt es das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht, das bei einer preisunelastischen Nachfrage gerade in Knappheitssituationen unvermeidlich vorhanden ist. Der Anreiz der Stromerzeuger, durch Mengenzurückhaltung die Preise zu erhöhen, ist stark reduziert. Wenngleich Marktmacht auf dem Strommarkt durch die Versorgungssicherheitsverträge reduziert wird, besteht die Gefahr, dass Marktmacht in den Kapazitätsauktionen ausgeübt wird. Dieser Gefahr kann durch entsprechendes Marktdesign begegnet werden. So müssen Bestandsanlagen zu jedem Preis mitbieten, Bestandsanlagen können den Preis der Auktion folglich nicht beeinflussen. Es sollte aber sichergestellt werden, dass es keine Marktzutrittsbeschränkungen für neue Anbieter von Kapazität gibt. Wie bei der Strategischen Reserve ist es auch bei Versorgungssicherheitsmärkten grundsätzlich möglich, regionale Knappheitsaspekte bzw. Netzrestriktionen zu berücksichtigen. Dazu muss der Kapazitätsbedarf regional ausgeschrieben werden. Letztlich führt dies zu einer Marktteilung bei der Auktion und regional differenzierten Preisen. Zudem werden Marktmachtprobleme, beispielsweise aufgrund einer geringen Zahl möglicher Anbieter, relevanter. Eine Herausforderung liegt darin, dass die Implementierung von Versorgungssicherheitsverträgen aufwändig ist. Der Mechanismus ist als langfristige und dauerhafte Lösung gedacht. Koordiniert wird das Konzept durch eine zentrale Stelle, die gegebenenfalls neu zu schaffen ist. 5

12 Zusammenfassung Fazit und Empfehlungen 1. Die hier vorgelegten Analysen legen nahe, dass ein Energy-Only Markt zunehmend vor große Herausforderungen gestellt wird. Mit der Einführung eines Kapazitätsmechanismus könnte diesen Herausforderungen begegnet werden, im Besonderen um das in dieser Studie unterstellte Niveau an Versorgungssicherheit zu gewährleisten. 2. Um das vorgegebene Niveau an Versorgungssicherheit effizient und in marktkonformer Weise zu garantieren, ist das im Gutachten skizzierte Modell der Versorgungssicherheitsverträge gut geeignet. Es stellt ein wettbewerbliches Instrument dar, weil Kapazitäten im Bietwettbewerb erworben werden und der Spotmarkt weitgehend unbeeinflusst bleibt. Gleichzeitig reduziert es die Anreize, in Knappheitssituationen Marktmacht auszuüben. 3. Von der Einrichtung einer Strategischen Reserve ist abzuraten. Eine Strategische Reserve führt zu Ineffizienzen im Dispatch. Die Entscheidungsträger können sich dadurch genötigt sehen, die Reserve häufiger als im Mechanismus ursprünglich vorgesehen einzusetzen. Dies würde die Investitionsanreize außerhalb der Strategischen Reserve reduzieren. 4. Das Modell der Versorgungssicherheitsverträge ist grundsätzlich kompatibel mit dem deutschen und dem europäischen Strommarktdesign. 5. Wird ein Kapazitätsmechanismus eingeführt, so sollte er so implementiert werden, dass er Anreize schafft, zusätzliche Kapazitäten zu Beginn der 2020er Jahre verfügbar zu haben. Die Detaillierung und die Implementierung sollten hierfür rechtzeitig erfolgen. 6

13 Einleitung 2 EINLEITUNG Im vorliegenden Gutachten wird diskutiert, ob die heutige Beschaffenheit des deutschen Strommarktes langfristig eine ausreichend hohe Versorgungssicherheit gewährleisten kann. Dafür gilt es zunächst zu analysieren, ob im deutschen Strommarkt ausreichende Anreize zur Investition in Erzeugungskapazitäten bestehen. Es wird abgeschätzt, ob die Erlöse auf den Gütermärkten (Stromspot- und Terminmarkt, aber auch am Regelenergiemarkt) ausreichend sind, um die Kapitalkosten aller benötigten Erzeugungskapazitäten zu decken. Daran schließt die Frage an, ob Kapazitätsmechanismen in Erwägung gezogen werden sollten. Anschließend werden zwei mögliche Kapazitätsmechanismen vorgestellt und detailliert erörtert. 2 Grundprobleme Investitionen in Produktionsanlagen finanzieren sich typischerweise über die (zukünftigen) Erlöse aus dem Verkauf der Produktion. Eine Fertigungsstraße für Autos muss ihre Fixkosten über den Verkauf von Autos erwirtschaften. Ist es absehbar, dass sich nicht genügend Autokäufer finden werden, so sollte die Anlage nicht errichtet werden. Im Strommarkt gibt es eine Reihe von Besonderheiten, die es fraglich erscheinen lassen, ob der Gütermarkt (der Markt für Autos, hier der Markt für Strom) die richtigen Investitionsanreize setzt und das gewünschte Marktergebnis liefert. Abbildung 2.1 gibt einen schematischen Überblick über die wesentlichen Argumente. ABBILDUNG 2.1: HERAUSFORDERUNGEN IN LIBERALISIERTEN STROMMÄRKTEN Quelle: EWI 2 Damit ist nicht das sogenannte Kraftwerksförderprogramm gemeint: Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht vor, den Neubau hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke zu fördern. Da die Förderung zwischen 2013 und 2017 stattfinden soll, in der vorliegenden Studie aber der Schwerpunkt auf der Zeit ab 2020 liegt, wird das Kraftwerksförderprogramm hier nicht weiter berücksichtigt. 7

14 Einleitung Fehlende Preiselastizität Wäre die Stromnachfrage hinreichend preiselastisch, würde sich in Stunden mit hoher Nachfrage und wenig Einspeisung aus erneuerbaren Energien (EE) aufgrund knapper Erzeugungskapazitäten ein hoher Marktpreis einstellen. Dies würde in der entsprechenden Stunde einen Rückgang der Nachfrage herbeiführen, bis sich Angebot und Nachfrage entsprechen. Es käme nicht zu ungewollten Stromabschaltungen die Nachfragereduktion wäre eine freiwillige Reaktion auf hohe Güterpreise. 3 Dies würde erfordern, dass jeder (oder zumindest sehr viele) Nachfrager den aktuellen Strompreis sieht und auch tatsächlich zahlt. Dies ist heute in Deutschland nicht gegeben: Die Mehrheit der Stromnachfrager richtet ihre Nachfrage nach Durchschnittspreisen aus und hat nicht die Möglichkeit, kurzfristig auf stündliche Preisspitzen zu reagieren. Wenn es zu Knappheiten kommt, bleibt die Stromnachfrage mangels Preissignale folglich hoch letztlich muss der Netzbetreiber mit kontrollierten Abschaltungen reagieren. In diesem Fall wird Versorgungssicherheit zu einem öffentlichen Gut, weil typischerweise ganze Netzgebiete abgeschaltet würden - individuelles Verhalten oder Zahlungsbereitschaften spielen keine Rolle. 4 Versorgungssicherheit Selbst wenn eine individuelle Nachfragereaktion möglich ist, zeigen empirische Untersuchungen, dass die kurzfristige Preiselastizität der Stromnachfrage sehr gering ist (siehe auch Seite 11). Das zeigt, dass der Mehrwert, den eine verlässliche Stromversorgung den Kunden bietet, hoch ist. Dies ist ein Grund, warum Versorgungssicherheit ein eigenes (auch im Energiewirtschaftsgesetz festgehaltenes) Politikziel ist. Für eine hohe Versorgungssicherheit auch in Zeiten geringer EE- Einspeisung sind typischerweise Back-up Kapazitäten 5 erforderlich, deren Fixkosten in nur wenigen Betriebsstunden verdient werden müssen. Das politisch vorgegebene Ziel hoher Versorgungssicherheit kann daher zur Unterfinanzierung der erforderlichen Kapazitäten führen Siehe Hogan (2005) für ein Modell eines Energy-Only-Marktes. Alternativ müsste für diesen Fall der Wert der Versorgungssicherheit (Value of Lost Load, VoLL) geschätzt werden. Dieser beschreibt die Kosten, die einem Stromverbraucher entstehen, wenn er abgeschaltet wird. Damit das Kapazitätsniveau, das sich in einem Energy-Only- Markt einstellt, aus gesamtwirtschaftlicher Sicht effizient ist, müssen die Informationen über den VoLL am Markt vorhanden sein, da Erzeuger mit dem VoLL in Knappheitssituationen vergütet werden müssten. Schätzungen des VoLL sind schwierig und schwanken mitunter stark (siehe z.b. BNetzA (2010), Bliem (2005)). Auch das Modell von Hogan (2005) für einen Energy-Only Markt setzt die Kenntnis des VoLL voraus. Dabei kann es sich um Kraftwerke, Speicher oder Demand Side Management Maßnahmen handeln. Unter Back-up Kapazitäten verstehen wir Kapazitäten mit einer sehr geringen Auslastung. 8

15 Einleitung Missing Money durch Preisobergrenzen Back-up Kapazitäten oder generell Kapazitäten der Grenztechnologie (also Kraftwerke, die nur zu den wenigen Zeiten der Spitzenlast zum Einsatz kommen), können sich im Strommarkt nur finanzieren, wenn der Strompreis in den Spitzenlaststunden ausreichend hoch sein kann. Sie müssen in den wenigen Betriebsstunden ihre Fixkosten verdienen, und darum muss der Preis die variablen Erzeugungskosten um ein Vielfaches übersteigen können. Aus verschiedenen Gründen wird in den Markt jedoch eingegriffen, indem der Strompreis durch Preisobergrenzen gekappt wird. Ein wichtiger Grund für Preisobergrenzen ist, dass dadurch die Ausübung von Marktmacht auf dem Strommarkt reduziert werden soll. Marktmacht kann grundsätzlich ein Problem im Strommarkt sein - bei Knappheiten ist Marktmacht aber unumgänglich, wie im nächsten Abschnitt dargelegt wird. Preisobergrenzen können auch aus politischem Gründen entstehen, als einfaches Instrument um vermeintlich zu hohen Strompreisen zu begegnen. Marktmacht in Knappheitssituationen Ist die Nachfrage wenig elastisch, so erhöht dies in jedem Markt den Anreiz, Marktmacht auszuüben: Nachfrager reagieren kaum durch Nachfragerückgang auf Preiserhöhungen, so dass Preiserhöhungen attraktiver werden. Gerade in Knappheitssituationen, in denen nahezu die gesamte Kapazität im Einsatz ist, ist dieser Effekt stark. Denn solange Wettbewerber über freie Kapazitäten verfügen, müssen Nachfrager auf Preiserhöhungen nicht zwingend durch Nachfragerückgang reagieren, sondern können zu einem alternativen, günstigeren Anbieter wechseln. In Knappheitssituationen hat aber kein Anbieter freie Kapazitäten. Aus diesem Grund verfügt selbst ein kleiner Anbieter in Knappheitssituationen über beträchtliche Marktmacht. Wegen fehlender freier Kapazität der Wettbewerber muss er als Reaktion auf eigene Preiserhöhungen keine Abwanderung von Nachfrage fürchten. Und wegen fehlender Preiselastizität muss er auch keinen Nachfragerückgang seiner Kunden fürchten. Bei freiem Marktzutritt würden überhöhte Preise wiederum zu steigenden Kapazitäten und langfristig zu einem Abschmelzen des Problems führen. Es gäbe dann weniger Stunden, in denen Marktmacht ausgeübt werden kann - ganz verschwinden würde das Problem jedoch nicht. Mit Preisobergrenzen kann das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht beschränkt werden. Dies führt aber wiederum zum Missing-Money -Problem. 9

16 Einleitung Unsichere Einnahmen für Kraftwerksinvestoren Ein weiteres häufig genanntes Problem ist, dass Investitionen in Kraftwerke sehr langfristig sind, die Einnahmen der Grenzkraftwerke aber stark schwanken. In vielen Stunden verdient das Kraftwerk nichts, in wenigen Stunden verdient es viel. Unter Umständen muss der Investor lange Zeit auf die wenigen Stunden mit hohen Preisen warten. Grundsätzlich ist dies kein Grund für einen Markteingriff: Viele Investitionen haben einen schwankenden Zahlungsstrom und sind hochriskant und finden trotzdem einen Investor der Investor fordert dann typischerweise einen hohen Zinssatz: Höheres Risiko erhöht die Kapitalkosten der Investition. Spezifisch für einen Stromsektor mit einem hohen Maß an Versorgungssicherheit und einem hohen Anteil erneuerbarer Energien (EE) ist, dass die Perioden mit hohen Einnahmen sehr selten und schlecht prognostizierbar sind. Grenztechnologien können Deckungsbeiträge nur dann erwirtschaften, wenn hohe Stromnachfrage und geringe EE-Einspeisung gleichzeitig auftreten. Zusätzlich unterliegen Kraftwerksinvestoren einem regulatorischen Risiko. Dieses umfasst die Gefahr der Einführung von Preisobergrenzen ebenso wie andere Maßnahmen, die die Verdienstmöglichkeiten am Strommarkt beeinflussen. Unvorhergesehene Änderungen der Förderung bestimmter Technologien (beispielsweise bei EE) oder die Einführung möglicher Kapazitätsmechanismen erhöhen das Risiko. Ein Investor, der heute investiert, sieht sich dem Risiko gegenüber, dass er in der Zukunft mit sehr vielen Kraftwerken konkurrieren muss, wenn (großzügige) Kapazitätszahlungen eingeführt werden sollten. Auch regulatorisches Risiko ist in anderen Märkten nicht grundsätzlich unbekannt. Gleichwohl kann es nicht zuletzt wegen der langen Frist der Investitionen in Kraftwerke sinnvoll sein, Wege zu finden, das Risiko und damit die Kapitalkosten des Stromsektors zu reduzieren. Aufbau des Gutachtens Das Gutachten ist wie folgt aufgebaut. In Kapitel 3 wird zunächst das administrative Kapazitätsniveau definiert, das ein politisch gewünschtes Niveau an Versorgungssicherheit sicherstellen soll. Dann wird mit Hilfe eines Simulationsmodells für die europäischen Strommärkte ermittelt, wie sich die benötigte Kapazität im Modell bis 2030 kostenminimal zusammensetzen würde. Dabei wird eine unelastische Stromnachfrage angenommen. Auf Basis der Modellergebnisse wird diskutiert, ob sich die gewünschte Menge an Erzeugungskapazitäten über die Gütermärkte refinanzieren könnte. Die Simulation ist hilfreich, um die quantitative Komponente des Problems zu verstehen: beispielsweise wird deutlich, dass die Energiewende zwar strukturell den Markt nicht ändert, vorhandene Probleme aber verstärkt. 10

17 Einleitung In Kapitel 4 wird dann geprüft, in welchem Umfang sich die aggregierte Stromnachfrage zukünftig flexibilisieren ließe. Unter Einbeziehung der Simulationsergebnisse aus Kapitel 3 wird die Finanzierungssituation von Erzeugungskapazitäten neu bewertet. In Kapitel 5 findet sich ein Zwischenfazit. In Kapitel 6 werden zwei Kapazitätsmechanismen vorgestellt und gegeneinander abgewogen: Eine Strategische Reserve und Versorgungssicherheitsverträge. Zuletzt folgen eine Zusammenfassung und Empfehlungen. Hintergrund: Preiselastizität der Stromnachfrage Die Preiselastizität beschreibt die relative Änderung der Nachfrage auf eine relative Erhöhung des Preises. Eine negative Preiselastizität entspricht einem Nachfragerückgang. In der Literatur zur Preiselastizität der Stromnachfrage wird unterschieden zwischen der langfristigen, der kurzfristigen und der Echtzeit-Preiselastizität. Die kurze Frist ist gegenüber der langen Frist dadurch gekennzeichnet, dass die Nachfrager ihre Strom verbrauchenden Geräte nicht als Reaktion auf Preisentwicklungen austauschen können. Eine Reaktion auf Durchschnittspreise, wie sie beispielsweise Privathaushalte zahlen, ist aber möglich. Ein guter Literaturüberblick über lang- und kurzfristige Preiselastizität findet sich in Simmons-Süer et al. (2011). Die Autoren werten die relevante Literatur seit dem Jahr 2000 aus und berechnen durchschnittliche kurzfristige Elastizitäten im Bereich -0,2 und langfristige Elastizitäten im Bereich -0,6. Mit der Echtzeit-Preiselastizität ist die unmittelbare Reaktion der Stromnachfrager auf stündliche Preissignale gemeint. Nur solch kurzfristige Nachfragereaktionen können dazu beitragen, Lastspitzen zu reduzieren. Zu dieser Form der Preiselastizität existiert nicht viel Literatur, Ausnahmen stellen Patrick und Wolack (1997) und Lijesen (2007) dar. Während Patrick und Wolack sich auf fünf Industriesektoren in Großbritannien beschränken, analysiert Lijesen den Zusammenhang zwischen Preisen und gesamter Stromnachfrage der Niederlande auf Basis von Zahlen aus dem Jahr Beide Arbeiten kommen zu dem Ergebnis, dass die Echtzeit-Preiselastizitäten sehr gering sind: Wolack schätzen für das betrachtete Nachfragesegement -0,05, Lijesen schätzt -0,0014 bis -0,

18 Simulation des Stromerzeugungssystems bis SIMULATION DES STROMERZEUGUNGSSYSTEMS BIS 2030 In diesem Abschnitt wird modellgestützt analysiert, welche Erzeugungskapazitäten zukünftig notwendig sind, um die Stromnachfrage in Europa kostenminimal zu befriedigen. Die Analyse geht von einem exogen vorgegebenen Niveau an Versorgungssicherheit aus. Die Modellierung berücksichtigt aktuelle politische Rahmenbedingungen wie EEG-Strommengenziele oder den Ausstieg Deutschlands aus der Kernenergie. Zusätzlich wird ermittelt, welche Deckungsbeiträge Kraftwerke mindestens erzielen können, wenn die Strompreise die Grenzkosten des Systems nicht übersteigen. Ergänzt wird dies um eine Analyse möglicher weiterer Deckungsbeiträge auf dem Regelenergiemarkt. 3.1 Überblick und Einordnung Die nachfolgend vorgestellten Berechnungen beruhen auf einem hochaufgelösten, langfristigen Simulationsmodell des deutschen und europäischen Stromsektors. Mit dem Modell wird analysiert, wie ein exogen vorgegebenes Niveau an Versorgungssicherheit angebotsseitig gesichert werden kann. Unter bestimmten Annahmen, beispielsweise hinsichtlich des Zubaus erneuerbarer Energien und des Kernenergieausstiegs, ermittelt das Modell den hierfür notwendigen kostenminimierenden Kraftwerkspark. Angebotsseitige Reaktionen, wie beispielsweise ein Nachfragerückgang durch steigende Preise oder eine Flexibilisierung der Nachfrage als Reaktion auf hohe Knappheitspreise in einzelnen Stunden, werden nicht endogen modelliert. Preise in Höhe der Grenzkosten implizieren, dass sich die Grenztechnologie der Erzeugung (typischerweise Gaskraftwerke) nicht über eine reine Spotmarktvermarktung finanzieren kann. Hierfür würden Preise oberhalb der Grenzkosten der letzten produzierenden Einheit (sogenannte Knappheitspreise ) benötigt. Wie genau sich Knappheitspreise bilden, ist ohne eine explizite Modellierung der Nachfrage nicht zu bestimmen. Allerdings werden sich Knappheitspreise nur dann einstellen, wenn Erzeugungskapazität zu bestimmten Stunden auch tatsächlich knapp ist, es also nicht noch ungenutzte Kapazität der gleichen Technologie gibt, denn diese würde in einem wettbewerblichen Markt den Preis wieder auf die Grenzkosten drücken. In den Simulationsergebnissen sind solche Knappheitssituationen selten, weil die (exogen) angenommene Versorgungssicherheit erfordert, dass auch zu Schwachwindzeiten die Jahresspitzenlast bedient werden kann. Grundsätzlich ist es auch bei diesem Ansatz möglich, dass es (viele) Stunden geben könnte, in denen die Grenztechnologie zu einem hohen Grad 12

19 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 ausgelastet ist. Die Simulationen zeigen aber, dass dies - nicht zuletzt aufgrund des hohen Windanteils in der Erzeugung - nicht zu erwarten ist. Folglich besteht wenig Aussicht darauf, dass sich die in hohem Umfang erforderliche Grenztechnologie (Gasturbine) über eine reine Spotmarktvermarktung finanzieren kann. Allerdings bestehen zusätzliche Finanzierungsquellen auf den Regelenergiemärkten. Die Berechnungen weisen darauf hin, dass hier Deckungsbeiträge denkbar sind. Diese Deckungsbeiträge hängen aber stark von den Modellannahmen ab, so dass die gewonnenen Erkenntnisse mit Vorsicht zu betrachten sind. Eine vollständige Finanzierung aller notwendigen Kapazitäten über die Strommärkte ohne Kapazitätsmechanismen würde erleichtert, wenn sich die Nachfrage deutlich flexibilisieren ließe. Dann müsste nicht unter allen Umständen die gesamte Nachfrage bedient werden, sondern es würden bei steigenden Preisen vermehrt Nachfrager ihre Stromnachfrage reduzieren, wie dies in einem gewissen Umfang bereits gegenwärtig in abschaltbaren Verträgen vorgesehen ist. Das würde auch in Knappheitssituationen eine Markträumung (Ausgleich von Angebot und Nachfrage) ermöglichen. Die sich hierbei einstellenden hohen Preise wären wiederum ein Anreiz für Stromnachfrager, sich an der Flexibilisierung der Nachfrage zu beteiligen. Eine solche endogene Flexibilisierung der Nachfrage wird in den Simulationsrechnungen nicht berücksichtigt. Maßnahmen zur Nachfrageflexibilisierung ( Demand Side Management, DSM) werden ausführlich in einem separaten Kapitel betrachtet. Die im Simulationsmodell gewonnene Quantifizierung ist gleichwohl hilfreich, da sie eine Vorstellung vermittelt, in welchem Umfang Nachfrage flexibilisiert werden müsste, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten und gleichzeitig Knappheitspreise zu ermöglichen (vgl. ausführlich Kapitel 4). Die folgenden Ausführungen lassen sich daher wie folgt einordnen: Sie beabsichtigen keine Simulation oder Prognose von Marktergebnissen, im Besonderen wird keine endogene Anpassung der Nachfrage an veränderte Angebotsbedingungen modelliert. Vielmehr werden mithilfe bekannter Kostenminimierungsansätze, wie sie in einer Vielzahl ähnlicher Untersuchungen verwendet worden sind, 6 Abschätzungen vorgenommen, wann und welche Kapazitäten notwendig sind, um Versorgungssicherheit im herkömmlichen Sinne (d.h. zur Bedienung einer unelastischen Nachfrage) sicherzustellen. Ein weiterer wichtiger Beitrag dieser Quantifizierung ist, dass die Größenordnung des Problems abgeleitet wird, also die Größenordnung solcher Kapazitäten, für die eine Finanzierung allein über den Strommarkt problematisch werden könnte. Dadurch wird es möglich, über die richtige Dimensionierung der Lösungsansätze nachzudenken und diese zu vergleichen sei es hinsichtlich des Umfangs 6 Siehe z.b. BET (2011). 13

20 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 notwendiger DSM-Maßnahmen in Energy-Only Marktlösungen, sei es hinsichtlich des Umfangs von Kapazitätsmärkten, strategischer Reserven oder anderer Kapazitätsmechanismen. 3.2 Die Modellierung mittels des Simulationsmodells DIMENSION Wie bereits das Vorgängermodell DIME ist DIMENSION ein langfristiges Simulationsmodell für die europäischen Strommärkte. Der Simulationsprozess ist zweistufig: Zunächst werden die Investitionen in Erzeugungskapazitäten bis 2030 simuliert. Dabei werden für die Stichjahre 2015, 2020, 2025 und 2030 neu errichtete und stillgelegte Kapazitäten ermittelt. Das Modell ermittelt dabei die kostengünstigste Struktur aus Kraftwerken und Speichern zur Deckung der Nachfrage. Es wählt dabei aus 35 verschiedenen möglichen Kraftwerks- und Speichertechnologien aus. 7 Bei der Simulation wurden für 15 im Modell detailliert abgebildete europäische Länder der Kraftwerkseinsatz und die Investitionen in neue Kraftwerke simuliert. Die Auswahl der Länder erfolgte im Hinblick auf ihre Relevanz für Dispatch- und Investitionsentscheidungen in Deutschland. Die in den Simulationen berücksichtigten Regionen sind in Abbildung 3.1 dargestellt. Im zweiten Simulationsschritt wurden die Kapazitäten der Stichjahre 2020 und 2030 fixiert. Im Anschluss wird für diese Stichjahre ein stündlich aufgelöster Dispatch simuliert. Die wichtigsten Ergebnisse dieser zweistufigen Simulation sind: Der Zu- und Rückbau von Erzeugungskapazitäten bis 2030, Grenzkosten der Stromerzeugung für die Jahre 2020 und 2030 in stündlicher Auflösung, produzierte Mengen der einzelnen Technologien für die Jahre 2020 und 2030 in stündlicher Auflösung. Zur Abbildung der Versorgungssicherheit wurde eine installierte Gesamtkapazität simuliert, die eine Nachfragedeckung in Stunden der Spitzenlast mit einer Wahrscheinlichkeit von 99% gewährleistet. 7 Für den Zubau von Speichern wurde eine Referenz-Speichertechnologie hinterlegt, die modellendogen zugebaut werden kann. Diese Technologie entspricht hinsichtlich ihrer technischen Merkmale einem Pumpspeicher. Die spezifischen Investitionen betragen 850 /kw. Wie die Simulationsergebnisse zeigen werden, kommt es nicht zum Zubau dieser Speichertechnologie. 14

21 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Dem Modell wird eine Mindestmenge an Erzeugungskapazität vorgegeben, die in den jeweiligen Stichjahren vorhanden sein muss. Diese Mindestmenge hängt von der Struktur und dem Niveau der Stromnachfrage in den jeweiligen Stichjahren ab und wurde analog der Studie Analyse und Bewertung der Versorgungssicherheit in der Elektrizitätsversorgung bis 2030 (Consentec/EWI/IAEW, 2010), die im Jahr 2010 für das BMWi angefertigt wurde, festgelegt. Um Versorgungssicherheit zu garantieren, soll in Deutschland die Stromnachfrage zu jedem Zeitpunkt mit hinreichender Sicherheit gedeckt werden. Konkret bedeutet dies, dass zur Stunde der Jahreshöchstlast die Stromnachfrage mit einer Wahrscheinlichkeit von 99% durch inländische Kraftwerkskapazität gedeckt werden soll. 8 Die installierten Kapazitäten von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien werden in dieser Rechnung nur mit einem geringen Anteil berücksichtigt. Der Anteil der installierten Windleistung, der als gesichert gilt, beträgt rund 5%, 9 und wird in der vorliegenden Studie als Leistungskredit bezeichnet. Photovoltaik hat einen Leistungskredit von null. Im Referenzszenario wird eine bis 2030 konstante Stromnachfrage und eine konstante Spitzenlast unterstellt. Als Basis werden die Stromnachfrage des Jahres 2010 und die Netzlast des Jahres 2009 verwendet, so dass eine Jahreshöchstlast von 89 GW resultiert (s. ausführlich Anhang A). Als Sensitivitätsanalyse werden Fälle mit bis 2030 steigender und sinkender Stromnachfrage und Spitzenlast simuliert. Die Annahmen zu den Brennstoff- und CO2-Preisen entsprechen denen des Szenarios Ausstieg der Energieszenarien 2011 (Prognos/EWI/GWS, 2011). Die Kapazitäten der erneuerbaren Energien stammen bis 2020 aus den nationalen Plänen der verschiedenen Staaten (NREAP) und werden dann fortgeschrieben (siehe Abbildung A.3 in Anhang A). Dies führt im Szenario mit konstanter Nachfrage zu einem Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von 43% im Jahr 2030 (siehe Tabelle B. 2 in Anhang B für die jährlichen Erzeugungsmengen erneuerbarer Energien). Die Kapazitäten der Grenzkuppelstellen entsprechen den von ENTSO-E veröffentlichten Daten für die Net Transfer Capacities (NTC) von Sommer 2010 und Winter 2010/2011. Zubauten werden wie im Ten Year Network Development Plan (TYNDP) von ENTSO-E vorgesehen berücksichtigt. Obwohl kurz- und mittelfristig regionale Netzengpässe und damit auch potenziell regionale Knappheiten an Erzeugungskapazitäten relevant sein können, wird in der hier durchgeführten langfristigen Analyse von innerdeutschen Netzengpässen abstrahiert. Damit wird einerseits unterstellt, dass der Netzausbau ausreicht, um die EE-Ziele (vor allem durch Wind) erreichen zu können. Andererseits bedeutet dies für konventionelle Kraftwerke, dass Differenzierung nach 8 9 Vgl. CONSENTEC/EWI/IAEW (2010) S. 36. Vgl. ebenda, S

22 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Kraftwerksstandorten oder Preisregionen innerhalb Deutschlands nicht berücksichtigt werden. 10 Aus dem gleichen Grund spielen vermiedene Netzentgelte dezentraler Erzeugungsanlagen keine Rolle und stellen in der hier angestellten langfristigen Betrachtung keine mögliche Finanzierungsquelle für Kraftwerke dar. 11 ABBILDUNG 3.1: IM MODELL DIMENSION ABGEBILDETE REGIONEN Quelle: EWI Auch andere netzseitige Aspekte, wie die Bereitstellung von Blindleistung, werden nicht betrachtet. Vermiedene Netzentgelte werden heute dadurch motiviert, dass dezentrale Erzeuger den Ausbaubedarf auf höheren Netzebenen reduzieren. Da aber in dem Modell eine Netzinfrastruktur unterstellt wird, die die Verteilung von Offshore-Windstrom bis nach Süddeutschland ermöglichen soll, ist fraglich, inwiefern diese Begründung vermiedener Netzentgelte künftig noch sinnvoll ist. Die Backup Kapazitäten für Windkraftanlagen könnten z.b. als große, zentrale Anlagen in Norddeutschland gebaut werden. Die Netzinfrastruktur ist dann ohnehin vorhanden und dient in Windperioden dem Abtransport des Windstroms und in Schwachwindperioden dem Abtransport des Stroms aus den Back-up Kraftwerken. Für große, zentrale Anlagen spricht, dass diese typischerweise geringere Fixkosten pro Einheit installierter Leistung aufweisen als kleinere dezentrale Einheiten. 16

23 Simulation des Stromerzeugungssystems bis Ergebnisse der Simulation des Kraftwerkseinsatzes auf dem Spotmarkt Im Folgenden werden die Ergebnisse der Simulationsrechnungen für das Referenzszenario mit konstanter Stromnachfrage dargestellt. Ein Vergleich mit den anderen Szenarien findet sich in Kapitel Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten bis 2030 Die installierte Leistung der konventionellen Kraftwerke sinkt über 95 GW (2020) auf 94 GW bis zum Jahr Alle Kernkraftwerke gehen gemäß der aktuellen Gesetzeslage vom Netz, so dass im Jahr 2020 noch 4,3 GW verbleiben und der Kernenergieausstieg bis 2025 vollzogen ist. Die installierte Kapazität von Braunkohlekraftwerken bleibt bis 2030 nahezu konstant. Im Betrachtungszeitraum wird nicht in neue Steinkohlekraftwerke investiert. Die heute bestehenden Anlagen gehen nach Ablauf der technischen Lebensdauer vom Netz. Lediglich die installierte Leistung gasbefeuerter Kraftwerke nimmt bis 2030 zu: Bis 2030 steigt die installierte Leistung auf 55 GW und ist dann mehr als doppelt so hoch wie im Jahr 2009 (23,7 GW). 12 Starker Zubau von Gasturbinenkraftwerken bis 2030 Abbildung 3.2 zeigt die Entwicklung nach Technologien. 13 Dabei zeigt sich, dass die Zunahme an Gaskraftwerken nach 2020 durch einen massiven Zubau von Gasturbinen ohne Wärmeauskopplung getrieben wird. Diese Technologie ist gekennzeichnet durch vergleichsweise geringe Investitionskosten und hohe variable Erzeugungskosten. Im Einzelnen gehen bis 2020 Gasturbinenkraftwerke im Umfang von 15 GW ans Netz. Bis 2030 kommen weitere 24 GW hinzu (davon 12 GW bis 2025). Im Zeitraum werden zudem 5,5 GW GuD-Kraftwerke errichtet. 14 Schließlich zeigt Abbildung 3.2, dass bei Braunkohle zwischen 2025 und 2030 Bestandsanlagen im Umfang von 6,7 GW durch neue CCS 15 -Anlagen ersetzt werden Speicher, obwohl zubaubar im Modell (vgl. Fußnote 7), werden nicht gebaut. Hier wurden die Simulationsergebnisse für eine übersichtliche Darstellung so weit aufgeschlüsselt, wie es für die Fragestellung erforderlich ist. Da beispielsweise Steinkohlekraftwerke nicht im Fokus der Analyse stehen, wurden sie aggregiert abgebildet. Hier sind die Brutto-Zubauten von Kraftwerken gemeint, die Rückbauten wurden also nicht subtrahiert. CCS steht für Carbon Dioxide Capture and Storage. Es wurde angenommen, dass CCS-Technologien erst nach 2025 zur Verfügung stehen. 17

24 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 GW ABBILDUNG 3.2: NETTOLEISTUNG DER KONVENTIONELLEN KRAFTWERKE NACH TECHNOLOGIE Quelle: EWI Entwicklung von Stromerzeugung und Volllaststunden Die Stromerzeugung aus Kernkraft entwickelt sich analog der installierten Kapazitäten und sinkt von 135 TWh in 2009 auf 32 TWh in Mit rund Volllaststunden sind diese Anlagen vollständig ausgelastet. Die Rolle der Kernkraft, die Grundlast zu bedienen, wird nicht vollständig von einer anderen Technologie übernommen, vielmehr wird die Erzeugung durch eine Kombination der wachsenden erneuerbaren Energien und der Gaskraftwerks-Kapazitäten ersetzt. Abbildung 3.3 zeigt die Stromerzeugung und Abbildung 3.4 die Auslastung, gemessen in Volllaststunden für die konventionellen Kraftwerke. Die Braunkohlekapazitäten bleiben weitgehend konstant und sind bereits 2010 als Grundlastkraftwerke hoch ausgelastet. 17 Nach 2020 gehen Steinkohlekraftwerke verstärkt vom Netz. Die verbliebenen geringen Kapazitäten werden im Jahr 2030 nahezu vollständig 17 Ein spezieller Effekt ergibt sich aus der Annahme, dass CCS-Anlagen nach 2025 zugebaut werden können. Das führt zu einer Erzeugungslücke 2025, da zu Beginn der 2020er die Kernkraft ausläuft und gleichzeitig die Steinkohleverstromung sinkt. Die Lücke wird durch den Zubau von GuD-Anlagen geschlossen. Dadurch erreicht die Stromerzeugung auf Erdgasbasis Mitte der 2020er Jahre ein Maximum, um danach wieder aufgrund weiter steigender EE-Mengen sowie den nach 2025 zu Verfügung stehenden CCS-Anlagen abzusinken. Eine Sensitivitätsrechnung, bei der CCS nicht zugebaut werden konnte, hat gezeigt, dass in diesem Fall schon im Jahr 2025 konventionelle Braunkohlekraftwerke installiert werden. Zudem werden 2 GW Braunkohle-Kapazität durch Gasturbinen ersetzt. Weil die Gasturbinen nicht produzieren, fehlen Strommengen, die dann importiert werden. 18

25 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 TWh Kernkraft Steinkohle Braunkohle Erdgas Andere Erneuerbare Energien ABBILDUNG 3.3: NETTOSTROMERZEUGUNG NACH PRIMÄRENERGIETRÄGER Quelle: EWI ausgelastet. Die Reduzierung der Steinkohleverstromung begründet auch den leichten Anstieg der Braunkohleverstromung um 16 TWh im Jahr 2020 auf 134 TWh im Jahr Volllaststunden von Gaskraftwerken sinken bis 2030 Die mit Erdgas erzeugte Strommenge sinkt bis 2020 deutlich um 37 TWh auf 42 TWh, steigt dann bis 2030 aber wieder auf 66 TWh an. Das Absinken beruht darauf, dass die erneuerbaren Energien Gas als teuerste konventionelle Erzeugungstechnologie aus der Erzeugung der Grundlast verdrängen. Der Anstieg der Erzeugungsleistung nach 2020 ist auf die zusätzlichen Kapazitäten an GuD-Kraftwerken zurückzuführen, die zwischen 2020 und 2025 errichtet werden (siehe Fußnote 17). Im Durchschnitt wird Deutschland in den durchgeführten Szenarien zum Nettostromimporteur. Im Jahr 2020 beträgt die importierte Strommenge 68 TWh (etwa 12% des Stromverbrauchs) und im Jahr TWh (11%). Der gleichzeitige Anstieg von installierter Leistung und erzeugtem EE-Strom spiegelt sich auch in den Volllaststunden der Gaskraftwerke wider, die sich im Jahr 2020 auf und im Jahr 2030 auf Stunden belaufen. Gegenüber 2009 sinken sie damit um gut Stunden. 19

26 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Auslastung von Gasturbinenkraftwerken kritisch Von besonderer Bedeutung ist dabei die Auslastung der Gasturbinenkraftwerke. Abbildung 3.4 zeigt, dass die Gasturbinenkraftwerke in 2020 überhaupt keinen und in 2030 nur sehr wenig Strom produzieren. Es wird deutlich, dass die GuD-Kraftwerke zur Stromerzeugung errichtet werden, während die Gasturbinenkraftwerke eine Back-up Funktion übernehmen, um die Einspeisung fluktuierender Erzeuger abzusichern. Dieses Back-up, das im Jahr ,2 GW beträgt, wird in diesem Stichjahr im Modell nicht zur Stromerzeugung benötigt. Im Jahr 2030 verzeichnen die Gasturbinen 136 Volllaststunden, die sich auf insgesamt 762 Produktionsstunden verteilen. Die Auslastung der gesamten Gasturbinenkapazität im Jahr 2030 (39 GW) ist in Abbildung 3.5 dargestellt. Es zeigt sich, dass es so gut wie keine Stunde gibt, in der mit echten Knappheiten im Sinne einer auch nur annähernd vollständigen Auslastung des Kraftwerksparks zu rechnen ist. Ohne solche Knappheitssituationen sind auch keine Knappheitspreise auf dem Spotmarkt zu erwarten. Stunden ABBILDUNG 3.4: VOLLLASTSTUNDEN DER KONVENTIONELLEN KRAFTWERKE NACH KRAFTWERKSTYP Quelle: EWI 20

27 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Stunden ABBILDUNG 3.5: AUSLASTUNG DER GASTURBINEN IM JAHR 2030 Quelle: EWI Es gibt zwei wesentliche Gründe dafür, dass in beiden betrachteten Stichjahren ein großer Teil der Gasturbinenkapazitäten nicht eingesetzt wird: Zum einen den geringen Leistungskredit für Windkraftanlagen von 5%, zum anderen die Fokussierung auf eine national sicherzustellende Versorgungssicherheit. Der niedrige Leistungskredit für Wind reflektiert eine doppelte Vorsorge : Es müssen ausreichend Erzeugungskapazitäten für das Zusammentreffen von Spitzenlast und Schwachwind (Windertrag von 5% der installierten Windkapazität) vorhanden sein. In einem typischen Windjahr, wie es den Dispatch-Rechnungen zugrunde liegt, tritt eine solche Kombination nicht auf sie ist ein seltenes Ereignis, für das aus Gründen der Versorgungssicherheit aber Vorsorge getroffen werden soll. Das hat zur Folge, dass auch zu Spitzenlastzeiten so gut wie keine Nachfrage für die Back-up Kapazitäten verbleibt. Abbildung 3.6 zeigt die Winddaten des Novembers Die Windeinspeisung war dort über mehr als drei Tage unterhalb von 5% der installierten Leistung, also noch unter dem zugeschriebenen Leistungskredit. Das illustriert, dass das Zusammentreffen von sehr wenig EE-Einspeisung und Spitzenlast ein seltenes, aber mögliches Ereignis ist. Dies deutet darauf hin, dass der Leistungskredit von Wind nicht unzulässig niedrig gewählt wurde. 21

28 Simulation des Stromerzeugungssystems bis Kapazität (MW) Einspeisung < 5% der installierten WKA- Kapazität am Stück Tage im November 2011 Windeinspeisung 5% der installierten Leistung ABBILDUNG 3.6: WINDEINSPEISUNG IM NOVEMBER 2011 Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von EEX Transparency 18 Zum anderen wird dem Modell vorgegeben, dass die Versorgungssicherheit national gewährleistet sein muss. Importkapazitäten beispielsweise. in Höhe eines bestimmten Anteils der Kuppelstellenkapazitäten können daher per Definition keinen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten und erhalten einen Leistungskredit von null. Da das Simulationsmodell Versorgungssicherheit für alle Länder gleich abbildet (als national sicher zu stellendes Ziel), steht dahinter letztlich die Vorstellung, dass für den Fall Vorsorge getroffen wird, dass in allen Ländern simultan eine Knappheit auftritt (also Spitzenlast bei niedriger EE- Einspeisung). Gleichzeitig ignoriert das Modell aber nicht den europäischen Stromaustausch im Rahmen des Dispatch-Modells. Es kommt zu Importen und Exporten, je nachdem, wo Strom an günstigsten produziert werden kann und ob Übertragungskapazitäten vorhanden sind. Das simultane Zusammentreffen europäischer Knappheiten ist ein sehr seltenes Ereignis, das in den dem Dispatch-Modell zugrunde gelegten Daten eines normalen Jahres nicht vorkommt. Daher kommt es in Stunden deutscher Spitzenlast zum Import von Strom, was wiederum die Auslastung der Gasturbinen reduziert. 18 EEX Transparency (2012). 22

29 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Benötigte Kapazität wird im Modell tendenziell überschätzt Die Kombination aus Spitzenlast, niedrigem Leistungskredit für Wind, hoher Nicht-Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke, sowie einer national ausgerichteten Versorgungssicherheit führt einen starken Zubau von Back-up Kapazitäten herbei. Fraglos ist der niedrige Leistungskredit für Wind ein wesentlicher Grund für die geringen Volllaststunden der Back-up Kapazitäten. Die Winddaten des Novembers 2011 legen nahe, dass der Leistungskredit nicht zu niedrig angesetzt ist. Doch selbst wenn der Leistungskredit von Wind auf 10% erhöht würde, so ginge die benötigte Back-up Kapazität in 2020 nur um 2,2 GW zurück (von 15,8 GW auf 13,6 GW) und in 2030 um 2,6 GW (von 39,2 GW auf 37,6 GW). Wird ein Leistungskredit von 20% unterstellt, so könnten 6,6 GW (2020) bzw. 7,8 GW (2030) eingespart werden. Diese Vergleichsrechnungen zeigen, dass selbst starke Variationen des Leistungskredits wenig an dem zugrundeliegenden Problem ändern. Zur Sicherung der Versorgungssicherheit im hier abgebildeten Sinne werden in großem Umfang Back-up Kapazitäten benötigt, die sehr geringe Volllaststunden aufweisen. Solche nicht-laufenden Reservekapazitäten drücken als Überkapazitäten auf den Marktpreis und machen es unwahrscheinlich, dass in großem Umfang Knappheitspreise entstehen können. Würde Versorgungssicherheit nicht als national sicher zu stellendes Ziel definiert, sollte versucht werden, den Kapazitätsbedarf durch die Nutzung von Ausgleichseffekten im europäischen Stromverbund zu reduzieren. Eine exakte Abschätzung des Leistungskredits für Importe ist im Rahmen des vorliegenden Gutachtens nicht möglich. In Anhang F finden sich hierzu weitere Überlegungen Erlöse durch die Teilnahme am Spotmarkt Anhand der hochaufgelösten Dispatch-Rechnungen lässt sich ermitteln, welche Menge für jede Technologie zu welcher Stunde am Spotmarkt abgesetzt werden kann. Zur Berechnung der (minimalen) Erlöse werden die produzierten Mengen pro Stunde mit den stündlichen (Grenzkosten-)Preisen multipliziert. Weil im Modell die Nachfrage als vollkommen unelastisch angenommen wurde, kann das Modell keine stundengenauen Knappheitspreise produzieren. Als untere Grenze für den Marktpreis lassen sich aus dem Modell aber für alle Stunden Grenzkostenpreise ermitteln, die den Systemgrenzkosten der Stromerzeugung entsprechen. 19 Diese entsprechen den Grenzkosten der teuersten produzierenden Technologie in der jeweiligen Stunde. Daraus ergibt sich ein mindestens erzielbarer Deckungsbeitrag pro Technologie, für den die Differenz aus dem Grenzkostenpreis und den kurzfristigen variablen Kosten der Stromerzeugung mit den jeweiligen Mengen für jede Stunde multipliziert werden. Diese Rechnung wird für die Stichjahre 2020 und 2030 durchgeführt. Wir beschränken uns bei der 19 Hier handelt es sich um die Dualvariable der Gleichgewichtsrestriktion Angebot=Nachfrage ( Schattenpreis ). 23

30 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Darstellung der Ergebnisse auf solche Technologien, die im relevanten Zeitraum im Modell zugebaut werden. Dies sind Braunkohlekraftwerke mit CCS, GuD-Anlagen und Gasturbinenkraftwerke. Systemgrenzkosten steigen bis 2030 merklich an Die jahresdurchschnittlichen Systemgrenzkosten erhöhen sich aufgrund steigender Brennstoffund CO2-Preise bis 2020 auf etwa 50 /MWh und bis 2030 auf gut 60 /MWh. 20 Zum Vergleich: Im Jahr 2009 betrug der durchschnittliche Börsenstrompreis 39 /MWh, im Jahr /MWh (EPEX Spot-Tagesindex). Tabelle 3.1 zeigt den Mindest-Deckungsbeitrag, den die einzelnen Technologien in den Jahren 2020 und 2030 erzielen können, bezogen auf 1 kw Leistung. Die minimal erreichbaren Deckungsbeiträge für GuD-Anlagen verändern sich kaum. Die Deckungsbeiträge der Gasturbine sind Null. TABELLE 3.1: MINIMALE DECKUNGSBEITRÄGE IN 2020 UND 2030 IN /KW (GERUNDET) Braunkohle mit CCS n.a. 287 Gas-und-Dampf Kombikraftwerk Gasturbinenkraftwerk 0 0 Deckungsbeiträge bei Grenzkostenbetrachtung zu gering Um die Deckungsbeiträge mit den spezifischen Investitionskosten der Kraftwerke vergleichen zu können, wurde der Deckungsbeitrag ermittelt, der sich kumuliert über die gesamte Lebensdauer der Anlage ergibt. Dabei wurde unterstellt, das die Kraftwerke von 2020 bis 2030 denselben Deckungsbeitrag erzielen wie in 2020 und danach bis zum Ende ihrer technischen Lebensdauer den Deckungsbeitrag des Jahres Bei allen Technologien ist eine Diskontierungsrate von 10% unterstellt. Tabelle 3.2 zeigt für Anlagen, die 2020 bzw errichtet würden, die über die Lebensdauer summierten und diskontierten Deckungsbeiträge und die Investitionskosten. Es wird deutlich, dass neben den Gasturbinen auch die GuD- Kraftwerke ihre Investitionen nicht verdienen können: Nur rund 35-40% der Investitionskosten 20 Alle Euro-Werte sind als reale Wert zu verstehen, da wir Inflation nicht berücksichtigen. 24

31 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 können gemäß der Simulationen am Spotmarkt erwirtschaftet werden, wenn der Preis die Systemgrenzkosten nicht überschreitet. 21 Die maximale Deckungslücke, die sich ergibt, wenn nur Erlöse vom Spotmarkt betrachtet werden und die Systemgrenzkosten als untere Schranke für die Spotmarktpreise angesetzt werden, beläuft sich dann auf 17,8 Mrd. bis Diese Summe umfasst die fehlenden Deckungsbeiträge aller neu zu bauenden GuD- und Gasturbinenkraftwerke bis TABELLE 3.2: ÜBER DIE LEBENSDAUER SUMMIERTE UND DISKONTIERTE DECKUNGSBEITRÄGE UND INVESTITIONSKOSTEN IN /KW Technische Lebendauer Investitionskosten Deckungsbeiträge Finanzierungslücke In Jahren Braunkohle-CCS n.a n.a. n.a. GuD-Kraftwerk Gasturbinenkraftwerk Ergebnisse der simultanen Simulation des Kraftwerkseinsatzes auf Spot- und Regelenergiemarkt Methodik zur Abbildung der Regelenergiemärkte Die Erlöse auf dem Regelenergiemarkt waren in den vergangenen Jahren stark schwankend, von relativ hohen Erlösen im Jahr 2008 hin zu sehr niedrigen im Jahr 2010/2011. Eine Fortschreibung von Regelenergiepreisen ist daher nicht zielführend. Vielmehr scheint es sinnvoll, für langfristige Betrachtungen auf mögliche gleichgewichtige Zustände auf dem Regelenergiemarkt abzustellen. 22 Dabei wurde modellendogen nur der Markt für positive Minutenreserve betrachtet: Wir gehen davon aus, dass erneuerbare Energien langfristig negative Leistung vorhalten werden. Dies führt zu systematisch anderen, vermutlich sehr geringen Leistungspreisen bei negativer Reserve, sodass sich auf dem Markt für negative Reserve auf Dauer keine verlässlichen Deckungsbeiträge erzielen lassen Braunkohlekraftwerke realisieren Gewinne (Deckungsbeitrag > Investitionskosten), weil es im Modell Zubaubeschränkungen für neue Braunkohlekraftwerke gibt. Dies soll eine begrenzte Braunkohle-Förderkapazität abbilden. Zur theoretischen Fundierung siehe Richter (2011b). 25

32 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Interdependenz von Spotmarkt und Regelenergiemärkten Von zentraler Bedeutung ist die Interdependenz von Spotmarkt und Regelenergiemärkten: Die Gebote im Regelenergiemarkt hängen vom Spotmarktpreis ab, wobei die Menge an Kapazität, die im Regelenergiemarkt angeboten wird, wiederum den Spotmarktpreis beeinflusst. Im Folgenden wird die Preisinterdependenz erörtert und es wird erklärt, wie sie im Modell berücksichtigt wurde. Für gleichgewichtige wettbewerbliche Leistungsgebote 23 muss gelten: Ein Kraftwerk, dessen Grenzkosten in einer gegebenen Stunde niedriger als der Spotmarktpreis sind, muss über den Leistungspreis dieselben Gewinne erzielen können wie bei einer alternativen Vermarktung am Spotmarkt. Denn der Teil der Leistung, der am Regelleistungsmarkt geboten wurde, kann nicht mehr zur Stromproduktion in der betreffenden Stunde eingesetzt werden. Bei den meisten Kraftwerken wurde unterstellt, dass sie positive Leistungsreserve nur erbringen können, wenn sie eine gewisse Mindestmenge Strom produzieren. Diese Einschränkung gilt nicht für Gasturbinenkraftwerke und Speicher. Für alle Kraftwerke wurde unterstellt, dass sie 10% ihrer Leistung für Reserve einsetzen können. 24 Bei Speichern gelten zusätzliche Nebenbedingungen. 25 Iteration des Modells zur Approximation eines Gleichgewichts Der gebotene Leistungspreis ist folglich eine Funktion des stündlichen Strompreises und der variablen Erzeugungskosten. Die Gebote werden sortiert, um eine exogen vorgegebene Nachfrage nach Leistungsvorhaltung zu befriedigen. Die dafür benötigten Kapazitäten stehen dann nicht mehr zur Verfügung, um Strom (für den Spotmarkt) zu erzeugen. Das verändert wiederum den Spotmarktpreis. Um diese Wechselwirkungen zu berücksichtigen, wurden das Modell DIMENSION und das Modul zur Abbildung des Regelenergiemarktes iterativ gelöst Zusätzliche Erlöse durch die Teilnahme am Regelenergiemarkt Grundsätzlich zeigt sich, dass die Berücksichtigung des Regelenergiemarktes zu einer leichten Erhöhung des Strompreises führt: Die Erzeugungskapazitäten sind in jeder Stunde etwas Im gegenwärtigen Marktdesign des Regelenergiemarktes gibt es Leistungs- und Arbeitspreise. Arbeit wird bei Abruf vergütet. Bei einem wettbewerblichen Markt entspricht das Arbeitspreisgebot den Grenzkosten der Arbeit. Marginale Anbieter können daher keine Deckungsbeiträge durch den Verkauf von Arbeit erzielen. Aus diesem Grunde vernachlässigen wir die Arbeitskomponente im Folgenden. Stoft (2002), Seite 307. Im Gegensatz zu Kraftwerken können Speicher positive Leistung auf zwei Arten erbringen: Sie können ihre Produktion erhöhen oder ihre Stromeinspeisung reduzieren. Analog können sie negative Leistung durch eine Drosselung der Produktion oder durch eine Erhöhung der Einspeiseleistung erbringen. Solch ein iterativer Ansatz findet sich auch in Just und Weber (2008). Siehe Anhang A4 für Details. 26

33 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 geringer, weil ein Teil der positiven Leistung am Regelenergiemarkt verkauft wurde. Die zusätzliche Nachfrage nach positiver Reserve wirkt wie eine Erhöhung der Stromnachfrage. Der höhere Strompreis führt nicht zwangsläufig dazu, dass die Deckungsbeiträge steigen, die einzelne Technologien am Spotmarkt erwirtschaften können. Ob und wie sich die Spotmarkt- Gewinne verändern, hängt von den Eigenschaften der jeweiligen Technologie ab: Es ist denkbar, dass einzelne Technologien ihre Produktionsmengen verringern, um positive Leistung vorhalten zu können. Der Strompreiseffekt und die Reduktion der produzierten Mengen haben dann gegenläufige Wirkungen auf den Deckungsbeitrag. Erlöse aus Leistungsvorhaltung GuD-Kraftwerke können durch die Vorhaltung positiver Reserve 12,5 /kw im Jahr 2020 und 2,4 /kw im Jahr 2030 verdienen. Kumuliert über die Lebensdauer können sie 84 /kw (2020) bzw. 23 /kw (2030) und damit nur einen sehr geringen Teil ihrer Investitionskosten von 900 /kw über Erlöse am Regelenergiemarkt decken. Die für den Spotmarkt erzeugten Strommengen der GuD-Anlagen sinken durch die Berücksichtigung des Regelenergiemarktes leicht. Das liegt daran, dass GuD-Anlagen für die Vorhaltung positiver Reserve in Teillast fahren. Die Erlöse, die eine GuD-Anlage pro Jahr am Spotmarkt erzielen kann, verändern sich durch die Berücksichtigung des Regelenergiemarktes nur wenig. Gasturbinenkraftwerke erzielen relevanten Deckungsbeitrag Gasturbinenkraftwerke verdienen durch die Vorhaltung positiver Reserve mehr als GuD- Kraftwerke sie erzeugen zwar selten Strom, sind aber flexibel genug, um positive Leistung aus dem Kaltstart heraus vorzuhalten: Kumuliert über die Lebendauer ergeben sich 102 /kw im Jahr 2020 und 70 /kw im Jahr 2030, bei Investitionskosten von 400 /kw. Erlöse hängen sensibel von den Annahmen ab In dem abgeleiteten simultanen Gleichgewicht für Regel- und Spotmarkt sind die Erlöse der Gasturbinen zwar nicht unerheblich, reichen jedoch alleine sicher nicht aus, die Finanzierung der Grenztechnologie sicherzustellen. Aufgrund sehr niedriger Erlöse am Markt für Minutenreserve in jüngster Vergangenheit ist zu fragen, wovon die Erlöse im modellierten Szenario abhängen. Eine wesentliche Voraussetzung für positive Preise am Markt für Regelleistung ist, dass nicht die gesamte Kapazität der (Gas-)Kraftwerke in diesen Markt bieten kann. Aufgrund gegenwärtiger technischer Restriktionen ist im Modell angenommen, dass nur 10% der installierten Kapazität angeboten werden können. Das führt dazu, dass die Gasturbinen nicht preissetzend auf dem Regelenergiemarkt sind. Preissetzend sind andere Kraftwerke, die positive (Opportunitäts-)Kosten für das Regelenergiegebot haben. Daher ist der 27

34 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Regelleistungspreis strikt positiv und die Gasturbinen sind inframarginale Anbieter auf diesem Markt, können also Preise oberhalb ihrer Kosten (von null) realisieren. Wenn die Gasturbinen deutlich größere Mengen im Regelenergiemarkt bieten könnten (beispielsweise 20% der installierten Kapazität), würden sie diesen Markt überschwemmen und der Preis würde dort stark sinken: Sobald Gasturbinenkraftwerke den Preis für Leistungsvorhaltung setzen, verschwinden alle Deckungsbeiträge. 27 Bei kritischen Parameterkonstellationen kommt es also zu einem plötzlichen Einbrechen sämtlicher Gewinne. Diese Unstetigkeit des Regelenergiepreises macht die ermittelten Deckungsbeiträge wenig verlässlich. Zusammenfassend können Grenztechnologien des Spotmarktes (wie Gasturbinen) also grundsätzlich Deckungsbeiträge auf dem Regelenergiemarkt erzielen. Diese Deckungsbeiträge sind jedoch weit davon entfernt, alleine schon eine Investition in Grenztechnologien aus Sicht eines privaten Investors zu rechtfertigen. Dies gilt umso mehr, als relativ kleine Veränderungen in den Rahmenbedingungen (vor allem im Verhältnis der installierten Gasturbinen und der ausgeschriebenen Menge an Regelenergie) große (negative) Auswirkungen auf diese Erlöse haben können. 3.5 Veränderungen bei Variation der Stromnachfrage Im bisher diskutierten Referenzszenario bleiben Stromnachfrage und Spitzenlast konstant (bei 558 TWh beziehungsweise 89 GW). Als Sensitivitätsrechnung werden im Folgenden zwei alternative Szenarien dargestellt, die sich zum Referenzszenario nur in der Höhe der Stromnachfrage und anteilig entsprechend in der Höhe der Spitzenlast unterscheiden. Betrachtet wird zum einen eine auf 507 TWh im Jahr 2030 sinkende, zum anderen eine auf 574 TWh im Jahr 2030 steigende Stromnachfrage. 28 Es zeigt sich, dass hierdurch verursachten Änderungen in den Ergebnissen gering sind. Bei der Investition in Erzeugungskapazitäten wird die Änderung des Kapazitätsbedarfs durch GuD- Kraftwerke ausgeglichen, deren Erzeugungsleistung sich dementsprechend anpasst. Dasselbe gilt für erzeugte Strommengen. Bei allen Technologien kommt es zu kleineren Verschiebungen bei den Volllaststunden. Die Deckungsbeiträge der GuD-Kraftwerke vom Spotmarkt sinken in dem Szenario mit der sinkenden Stromnachfrage. Bei den anderen betrachteten Technologien kommt es nicht zu wesentlichen Änderungen Derselbe Effekt stellt sich ein, wenn die Nachfrage nach Leistungsvorhaltung hinreichend sinkt. Für die Entwicklung der sinkenden Stromnachfrage wurden die Raten des Szenarios Ausstieg in den Energieszenarien 2011 verwendet, für die steigende Stromnachfrage die Raten der Studie Versorgungssicherheit. 28

35 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 Die Erlöse aus dem Regelenergiemarkt steigen im Szenario mit sinkender Nachfrage für alle Anlagen an, der Grund sind gestiegene Leistungspreise. Der Anstieg der Leistungspreise ist auf eine teilweise sehr niedrige Residuallast zurückzuführen, die es erforderlich macht, dass auch solche Kraftwerke Regelleistung vorhalten, die am Spotmarkt nicht im Geld sind. 3.6 Zusammenfassung der Simulationsergebnisse Unter der Annahme, dass die Stromnachfrage bis 2030 konstant und im Wesentlichen preisunelastisch bleibt, erfordert die Umsetzung der Energiewende bei gleichzeitiger Aufrechterhaltung der national garantierten Versorgungssicherheit einen Zubau von insgesamt 55 GW konventioneller Kapazität bis Benötigt werden ganz überwiegend Gaskraftwerke, mit insgesamt 44 GW, wovon der überwiegende Anteil von 39 GW auf Gasturbinen entfällt. Der größte Zubau ist im Verlauf der 2020er Jahre notwendig. Erwartungsgemäß kritisch ist die geringe Auslastung der Gasturbinen. Diese produzieren im Modell im Jahr 2020 überhaupt nicht und erreichen im Jahr 2030 nur 136 Volllaststunden. Die geringe Zahl von Volllaststunden für große Teile der Gaskraftwerkskapazitäten schafft auf dem Spotmarkt eine Situation des Überangebots an Stromerzeugung. Knappheitspreise erscheinen in dieser Konstellation wenig wahrscheinlich. Vor diesem Hintergrund ist es sehr unwahrscheinlich, dass Gaskraftwerke ihre Investitionskosten verdienen können. Unter der Annahme, dass aufgrund technischer Restriktionen nur 10% der installierten Kapazität im Regelenergiemarkt angeboten werden können, können Gaskraftwerke auf diesem Markt zusätzliche Deckungsbeiträge erwirtschaften. Diese Erlöse alleine reichen zur Finanzierung der Grenzkraftwerke aber nicht aus. Sinkt die Stromnachfrage wie in den Energieszenarien 2011, so verändern sich die Ergebnisse folgendermaßen: - Bei isolierter Betrachtung des Spotmarktes ändern sich die Ergebnisse nur geringfügig. Für GuD-Anlagen sinken die Deckungsbeiträge leicht ab. Für die anderen Technologien ergeben sich keine nennenswerten Veränderungen, insbesondere können Gasturbinen keine Deckungsbeiträge erwirtschaften. - Bei integrierter Betrachtung von Spot- und Regelenergiemarkt sinken die Spotmarkt- Erlöse bei allen Technologien leicht ab. Die Erlöse am Regelmarkt steigen dagegen an, 29

36 Simulation des Stromerzeugungssystems bis 2030 weil die Leistungspreise steigen: Grund hierfür ist die geringe Residuallast, die es erfordert, dass zur Regelleistungsvorhaltung verstärkt extramarginale Kraftwerke im Must-Run Betrieb laufen und so die Grenzkosten der Regelvorhaltung erhöht werden. Bei steigender Stromnachfrage kommt es nicht zu nennenswerten Veränderungen der Ergebnisse. Die alternativen Szenarien zeigen, dass die Grundaussagen des Szenarios mit konstanter Nachfrage relative robust sind gegenüber Veränderungen der Stromnachfrage. 30

37 Nachfrageflexibilisierung 4 NACHFRAGEFLEXIBILISIERUNG Die Quantifizierung der benötigten Stromerzeugungskapazitäten in den Jahren 2020 und 2030 hat gezeigt, dass umfangreiche Investitionen in sicher verfügbare Back-up Kapazität notwendig sind. Es werden Kapazitäten gebaut, die zum Erreichen eines Versorgungssicherheitsniveaus notwendig sind, die jedoch insgesamt selten Strom erzeugen. In unserem Modell wurden die Gasturbinen als Back-up Kapazität zugebaut, da sie die Technologie mit den niedrigsten Investitionskosten sind. Um das angestrebte Versorgungssicherheitsniveau zu erreichen, sind Alternativen zum Aufbau von Back-up Kapazität denkbar: Zum Beispiel könnte ein preisgetriebener Nachfragerückgang dazu führen, dass weniger Back-up Kapazität benötigt wird. Im Folgenden wird untersucht, in wieweit die Nachfrage flexibilisiert werden kann. Dazu werden die Potenziale von Demand Side Management Maßnahmen (DSM) 29 analysiert. im Hinblick auf ihren Beitrag zur Spitzenlastreduktion Zunächst wird qualitativ dargestellt, wie sich die Nachfragefunktion auf dem Großhandelsmarkt verändert, wenn ein Teil der Stromnachfrage mittels DSM-Kapazitäten kurzfristig flexibel auf Preise reagieren kann. Das ermöglicht Abschätzungen für die Kombinationen von Nachfrageflexibilität, Knappheitsstunden und preisen, die erforderlich wären, damit sich die (im Umfang der Nachfrageflexibilität reduzierte Menge an) Grenzerzeugungstechnologien über den Strommarkt finanzieren können. Anschließend wird den so abgeleiteten hypothetischen Zielkombinationen von Nachfrageflexibilität, Knappheitsstunden und preisen das technische Potenzial von DSM- Maßnahmen in Deutschland gegenübergestellt. Dazu wird das technische Potenzial für fünf verschiedene Sektoren analysiert: Energieintensive Industrie, Gewerbe-Handel-Dienstleistungen (GHD), Haushaltssektor, kommunaler Sektor und Transportsektor. Für die Abschätzung des Potenzials zur Lastreduktion in einzelnen Stunden wird für die DSM-Maßnahmen die kumulierte Anschlussleistung in Deutschland benötigt sowie Kennzahlen über den zeitlichen Verlauf der Auslastung dieser Anwendungen, ferner Abschätzungen darüber, wie stark ein Prozess aus technischer Sicht flexibilisiert werden kann. 29 Unter dem Begriff Demand Side Management werden im Folgenden Lastabwurf- und Lastverschiebungsprozesse zusammengefasst. 31

38 Nachfrageflexibilisierung Für die dena-netzstudie II (DENA, 2010) wurde am EWI eine entsprechende Datenbank aufgebaut, die 29 DSM-Maßnahmen berücksichtigt Schematische Darstellung der Wirkung von DSM-Maßnahmen Dieser Abschnitt knüpft an die Ausführungen in Abschnitt 3.3 an. Zunächst wird qualitativ dargestellt, wie sich die Nachfragefunktion auf dem Großhandelsmarkt verändert, wenn ein Teil der Nachfrage nach Strom in Höhe von MW für Demand Side Management nutzbar gemacht wird. Es wird zunächst angenommen, dass die Grenzkosten der Lastreduktion aller DSM- Maßnahmen die Grenzkosten des Grenzkraftwerks übersteigen. Die Wirkung solcher DSM- Maßnahmen, deren Grenzkosten der Lastreduktion geringer sind als die Grenzkosten des Grenzkraftwerks, wird in diesem Abschnitt nicht betrachtet. Als Benchmark für die Wirkung von DSM-Maßnahmen wird ein Szenario verwendet, in dem ausreichend Kapazität errichtet worden ist, um die Spitzenlast mit einer ausreichend hohen Wahrscheinlichkeit bedienen zu können analog zu der Spitzenlastrestriktion in Kapitel 3. Abbildung 4.1 zeigt die Marktsituation für die Stunde eines Jahres mit der höchsten Residuallast. Die Erzeugungskapazitäten reichen gerade aus, um diese Nachfrage in Höhe von zu decken. Wenn es im Markt eine Preisobergrenze gibt, in der Abbildung mit bezeichnet, so sollte sich dieser Preis in der betrachteten Stunde einstellen. In der Stunde der Spitzenlast können die Spitzenlast-Kraftwerke folglich maximal einen Deckungsbeitrag in Höhe von erwirtschaften. Wenn eine Preisobergrenze in der üblichen Größenordnung zugrunde gelegt wird, beispielsweise /MWh, ist dieser Deckungsbeitrag nicht ausreichend, damit die Spitzenlastkraftwerke ihre Investitionen refinanzieren können - Spitzenlaststunden wie die in Abbildung 4.1 dargestellte treten zu selten auf. Demand Side Management Maßnahmen können die Spitzenlast reduzieren, wodurch Grenzkraftwerkskapazität eingespart werden kann, wie Abbildung 4.2 zeigt. Es wird angenommen, dass in der Stunde mit der höchsten Residuallast ein Potenzial zur Lastreduktion in Höhe von GW zur Verfügung steht. Um dieselbe Menge X kann die installierte Leistung der Gasturbinen reduziert werden. Die Kosten der Lastreduktion der günstigsten DSM-Maßnahme entsprechen p 1, die Kosten der Lastreduktion der teuersten DSM-Maßnahme entsprechen p 2. In Stunden, in denen die Residuallast zwischen q 2 und q 1 liegt, stellt sich ein Marktpreis ein, der zwischen p 1 und p 2 liegt. 30 Da vergleichsweise wenig Literatur zum Thema existiert und einzelne Schätzungen teilweise weit auseinander liegen, wurden persönliche und schriftliche Interviews mit Industrievertretern geführt. Die Datenbank wird regelmäßig aktualisiert. Im Jahr 2011 wurden am EWI zudem zwei Industrie-Projekte zum Thema Demand Side Management durchgeführt. Ein Literaturüberblick findet sich in DENA (2010). 32

39 Nachfrageflexibilisierung ABBILDUNG 4.1: MARKTSITUATION BEI VORGEGEBENER ERZEUGUNGSKAPAZITÄT OHNE DSM Quelle: EWI Annahmegemäß übersteigt dieser Preis die variablen Erzeugungskosten des Grenzkraftwerks, sodass diese Deckungsbeiträge erwirtschaften können, wenn DSM preissetzend ist. Abbildung 4.2 zeigt das neue Marktergebnis in der Stunde mit der höchsten Residuallast. In dieser Stunde wird q 2 nachgefragt. Der Markträumungspreis entspricht der Preisobergrenze p max, von der wir hier beispielhaft annehmen, dass sie den Kosten der Lastreduktion der teuersten DSM-Maßnahme, p 2, entspricht. Der DSM-Anbieter mit Kosten der Lastreduktion in Höhe von p 2 ist preissetzend: Er verdient auf dem Spotmarkt gerade seine Kosten und ist damit indifferent zwischen Produktion oder Reduktion. Die günstigeren DSM-Maßnahmen erzielen demgegenüber sogar kurzfristige Gewinne, genau wie die Grenzkraftwerke, die p 2 -c gas erwirtschaften können. Durch die Integration von DSM-Maßnahmen kann der Bedarf an Grenzkraftwerken sinken (hier um ). Zusätzlich kann sich die Anzahl der Stunden, in denen die Grenzkraftwerke inframarginal sind und in denen sie Deckungsbeiträge in Höhe von mindestens p 1 -c gas verdienen können, erhöhen. Es stellt sich die Frage, ob die so erzielten Deckungsbeiträge der Grenzkraftwerke ausreichen, damit diese ihre Investitionen verdienen können. Weil sowohl das DSM-Potenzial als auch die Kosten der Lastreduktion der DSM-Maßnahmen unabhängig von den Kapitalkosten der Grenzkraftwerke sind, ist es denkbar, dass sich die benötigte Leistung an Grenzkraftwerken in Höhe von q 2 -q 3 nicht finanzieren kann. 33

40 Nachfrageflexibilisierung ABBILDUNG 4.2: MARKTSITUATION BEI VORGEGEBENER ERZEUGUNGSKAPAZITÄT MIT PREISSETZENDEM DSM Quelle: EWI Es gibt also zwei Probleme: Der Grenzkosten der Lastreduktion könnten zu niedrig oder das DSM-Potenzial könnte zu gering sein. Dabei gilt: Je größer das DSM-Potenzial ist, desto mehr Stunden gibt es, in denen Grenzkraftwerke ihre Investitionen verdienen können. Wenn das DSM- Potenzial also hinreichend groß oder die Grenzkosten der Lastreduktion hinreichend hoch sind, können sich die verbleibenden und zur Versorgungssicherheit notwendigen Grenzkraftwerke am Strommarkt finanzieren. 31 Abbildung 4.3 und Abbildung 4.4 zeigen für die Jahre 2020 bzw. 2030, wie DSM-Potenzial und Durchschnittspreise in Stunden, in denen DSM preissetzend ist, zusammenhängen. Auf der horizontalen Achse ist das hypothetische DSM-Potenzial in Spitzenlaststunden abgetragen. Abbildung 4.3 ist folgendermaßen zu verstehen: Wenn 15 GW DSM-Potenzial zur Verfügung stehen, dann ist DSM in 26 Stunden des Jahres preissetzend. In diesen Stunden müsste sich ein durchschnittlicher Knappheitspreis in Höhe von /MWh einstellen, damit die Gasturbinen- Technologie (Grenzkraftwerk in unserem Modell) ihre Investitionskosten erwirtschaften können. Der Bedarf an Gasturbinen wurde dabei gemäß den oben angestellten Überlegungen entsprechend reduziert. Wenn das DSM-Potenzial 25 GW betragen würde, wäre DSM in 383 Stunden preissetzend, und die durchschnittlichen Knappheitspreise müssten 202 /MWh betragen, damit die im Markt gebliebenen Gasturbinen ihre Investitionskosten erwirtschaften können. 31 Diese Betrachtung vernachlässigt dynamische Anpassungen des übrigen Kraftwerksparks: Wenn es durch DSM mehr Stunden gibt, in denen sich mindestens ein Preis in Höhe von einstellt, vergrößert das die Deckungsbeiträge der Grundlastkraftwerke. Es ist dann denkbar, dass anteilig mehr Grundlast und weniger Spitzenlast errichtet wird. 34

41 Nachfrageflexibilisierung /MWh Stunden GW Benötigte Durchschnittspreise Stunden ABBILDUNG 4.3: ZUSAMMENHANG ZWISCHEN DSM-POTENZIAL UND ERFORDERLICHEN KNAPPHEITSPREISEN IM JAHR 2020 Quelle: EWI /MWh Stunden Benötigte Durchschnittspreise Stunden GW ABBILDUNG 4.4: ZUSAMMENHANG ZWISCHEN DSM-POTENZIAL UND ERFORDERLICHEN KNAPPHEITSPREISEN IM JAHR 2030 Quelle: EWI 35

42 Nachfrageflexibilisierung 4.2 Technisches DSM-Potenzial zur Spitzenlast Steuerbare Prozesse finden sich in allen Segmenten der Stromnachfrage. Das technische Potenzial von Demand Side Management zur Spitzenlastreduktion wird für fünf verschiedene Sektoren abgeleitet: Energieintensive Industrie, Gewerbe-Handel-Dienstleistungen (GHD), Haushaltssektor, kommunaler Sektor, Transportsektor. Für jeden Sektor werden Anwendungen identifiziert, die technisch erschlossen werden können und die hinsichtlich ihrer kumulierten Anschlussleistung in Deutschland nicht vernachlässigbar klein sind. Tabelle 4.1 gibt einen Überblick über alle betrachteten DSM-Prozesse, aufgeteilt in die fünf genannten Sektoren. 32 Zeitliche Varianz des DSM Potenzials Das technische Potenzial von DSM variiert mit der Tageszeit, dem Wochentag und der Jahreszeit. Heute ist das DSM-Potenzial im Winter größer als im Sommer, weil Heizungssysteme im Winter deutlich stärker eingesetzt werden und das Reduktionspotenzial entsprechend erhöhen. An Werktagen ist das DSM-Potenzial insgesamt größer als an Wochenenden, weil beispielsweise Einzelhandelsgeschäfte an Sonntagen geschlossen sind und somit der Stromverbrauch und das Reduktionspotenzial geringer ausfallen. Während in der Industrie in der Zeit von Uhr insgesamt ein etwas größerer Teil der Nachfrage reduziert werden kann als in der Zeit von Uhr, ist im Winter in den Haushalten das größte DSM-Potenzial zwischen Uhr und 4.00 Uhr vorhanden. Dies liegt vor allem an Nachtspeicherheizungen, die in der Nacht viel Strom verbrauchen und diesen Bedarf reduzieren könnten. TABELLE 4.1: DSM-PROZESSE Sektor Industrie Dienstleistung Haushalte Transport Kommunal Prozess Aluminium-Elektrolyse, Zementmühle, Papiermaschine, Papierbeschichtung, Papier Kalander, Zellstoffmahlung, Altpapieraufbereitung, elektrischer Lichtbogenofen, Chlor- Alkali-Elektrolyse, Ventilation, Druckluft Klimaanlage, Ventilation, Kühlhaus, Kühlraum, Kälteanlage, Gefriertruhe Kühlschrank, Gefriertruhe, Waschmaschine, Wäschetrockner, Spülmaschine, Brauchwassererhitzer, Klimaanlage, Nachtspeicherheizung, Umlaufpumpe Elektromobilität Pump- und Belüftungsprozesse an Kläranlagen Quelle: EWI. 32 Ausführlichere Informationen zu den einzelnen Prozessen sowie dem durchschnittlichen Lastreduktionspotenzial befinden sich in Anhang C. 36

43 Nachfrageflexibilisierung Abbildung 4.5 zeigt das maximale Lastreduktionspotenzial in einzelnen Stunden an einem Wochentag im Winter. Die historisch maximale Stromnachfrage wurde in Deutschland am 1. Dezember 2010 um Uhr verzeichnet. Generell werden die Stunden der Jahreshöchstlast in Deutschland im Winter zwischen Uhr und Uhr erreicht. In diesem Zeitraum liegt das ermittelte technisch erschließbare Reduktionspotenzial derzeit zwischen 12,5 und 14 GW, wobei gut die Hälfte im Haushaltssektor zu realisieren wäre. 33 Wenn dieses Potenzial tatsächlich vollständig erschlossen würde, dann würden. die im Vorabschnitt genannten Größenordnungen von Knappheitsstunden und preisen möglicherweise erreicht, die notwendig wären, damit sich die zur Versorgungssicherheit notwendigen verbleibenden Gasturbinen über den Strommarkt finanzieren können (z.b. für 2020 Knappheitspreise von ca /MWh in etwa 15 Stunden pro Jahr). Eine solche Konstellation ist aber aus unterschiedlichen Gründen nicht realistisch, was im Folgenden erläutert wird. MW Kommunal Haushalte GHD Industrie ABBILDUNG 4.5: TECHNISCHES LASTREDUKTIONSPOTENZIAL IN EINZELNEN STUNDEN, SIMULIERT FÜR MITTWOCH Quelle: EWI 33 In 2020 und 2030 wird sich die Struktur des DSM-Potenzials verändern: Das technische Potenzial der Nachtspeicherheizungen wird beispielsweise deutlich sinken, da die Technik für Neubauten nicht mehr zugelassen ist. Gleichzeitig wird zum Beispiel das durch Elektrofahrzeuge bereitgestellte DSM-Potenzial zunehmen. Wir nehmen an, dass das technisch erschließbare Potenzial in Spitzenlastzeiten bei konstanter Stromnachfrage voraussichtlich weiterhin zwischen 12 und 14 GW liegen wird. 37

44 Nachfrageflexibilisierung Versorgungssicherheit und Lastverschiebung Eine Technologie, die den gleichen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet wie eine Gasturbine, muss Spitzenbedarf nicht nur in einer Stunde sondern über einige Stunden hinweg abfangen können, denn auf die Stunde der Spitzenlast folgen in der Regel Stunden, in denen die Nachfrage ebenfalls sehr hoch ist. Die historische Spitzenlast wurde in Deutschland am 01. Dezember 2010 um Uhr verzeichnet. Die Stromnachfrage betrug 79,89 GW. In den darauf folgenden Stunden wurden Stromnachfragen in Höhe von 79,02 GW und 77,26 GW verzeichnet. Auch vor der Stunde der Spitzenlast war die Stromnachfrage sehr hoch (78 GW). 34 Perioden über mehrere Stunden, in denen die residuale Stromnachfrage sehr hoch ist, sind möglich - zum Beispiel, wenn die Windeinspeisung über einen längeren Zeitraum sehr gering ist. Im November 2011 lag die Windeinspeisung in 30% der Stunden unter 5 % der installierten Leistung. Zwischen dem und dem lag die Windeinspeisung dreieinhalb Tage am Stück unter 5 % der installierten Leistung. 35 Grundsätzlich kann bei DSM-Maßnahmen zwischen Lastabwurf und Lastverschiebung unterschieden werden. Im Falle der Lastverschiebung wird die Nachfrage in einer Stunde reduziert und später nachgeholt. Die Intervalle für die Lastverschiebung unterscheiden sich für die einzelnen Prozesse. Während in der energieintensiven Industrie einige Prozesse vorhanden sind, deren Stromnachfrage innerhalb einer Woche ausgeglichen sein muss, kann die Stromnachfrage für Kälteprozesse in der Regel nur um ein bis zwei Stunden verschoben werden. Beim Lastabwurf wird die Nachfrage nicht nachgeholt. Für eine einzelne Stunde könnte die Nachfrage mittels Lastverschiebung oder Lastabwurf entsprechend des maximalen erschließbaren Potenzials der jeweiligen Stunde verschoben werden (siehe Abbildung 4.5). Durch die Lastverschiebungsintervalle reduziert sich jedoch das Potenzial, das für eine längere Periode zur Verfügung steht. Abbildung 4.6 zeigt das maximale Lastverschiebungspotenzial in einer Winterwoche für den Industriesektor. In der ersten Stunde - Mittwoch Uhr, Spitzenlast - wird die Stromnachfrage maximal reduziert. In der zweiten Stunde gibt es bereits Ventilations- und Druckluftprozesse, die die zuvor reduzierte Stromnachfrage nachholen. In der dritten Stunde können Ventilations- und Druckluftprozesse die Stromnachfrage zum Teil bereits wieder reduzieren, während das Reduktionspotenzial anderer Prozesse sinkt, da sie aufgrund ihres Lastprofils um Uhr nicht mehr im Einsatz sind. Die Trendlinie zeigt, dass das Reduktionspotenzial aus Lastverschiebung über die Zeit relativ schnell abnimmt. Sofern solche Prozesse, deren Stromnachfrage innerhalb einer Woche Daten zur Verfügung gestellt von ENTSO-E (2012). EEX Transparency (2012). 38

45 Nachfrageflexibilisierung MW Mi D o Fr Sa So M o Di Mi Lastreduktion Lasterhöhung Trendlinie ABBILDUNG 4.6: LASTVERSCHIEBUNGSPOTENZIAL INDUSTRIE, SIMULIERT FÜR ,18.00 UHR ,17.00 UHR Quelle: EWI ausgeglichen sein muss, diese nicht kurzfristig nachholen, ist das Reduktionspotenzial nach rund 65 Stunden vollständig erschöpft. Anders verhält sich das Reduktionspotenzial für Lastabwurf. Weil die Stromnachfrage nicht nachgeholt wird, kann in jeder Stunde das maximale Potenzial reduziert werden. Abbildung 4.7 zeigt das technisch erschließbare Lastabwurfpotenzial für die zuvor betrachtete Winterwoche. 36 Zwischen 7.00 und Uhr beträgt das maximal erschließbare technische Potenzial für Lastabwurf derzeit rund 1,7 GW. 37 In den Sektoren Haushalte und GHD sind die Intervalle für Lastverschiebung in der Regel deutlich kleiner als im Industriesektor. Die Verschiebungsmöglichkeiten von Kälte- und Heizprozessen betragen in der Regel nur ein bis zwei Stunden, eine Ausnahme stellen Nachtspeicherheizungen und einige Weißgeräte, wie beispielsweise Waschmaschinen, dar. Abbildung 4.8 stellt das Lastverschiebungspotenzial für alle Sektoren über 5 Stunden an einem Wintertag zur Spitzenlastzeit Uhr dar. Wenn die Spitzenlast an einem Werktag um Uhr erreicht wird, kann die Nachfrage um rund 12,5 GW reduziert werden. Um Uhr muss bereits die zuvor reduzierte Menge einiger Prozesse nachgeholt werden, sodass die Stromnachfrage um Uhr insgesamt zusätzlich um 1 GW steigt Druckluft- und Ventilationsprozesse sind für Lastabwurf nicht geeignet und in der Darstellung nicht berücksichtigt. Bei konstanter Stromnachfrage wird für 2020 und 2030 ebenfalls ein Potenzial von rund 1,7 GW unterstellt. 39

46 Nachfrageflexibilisierung MW Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Lastabwurfpotenzial ABBILDUNG 4.7: LASTABWURFPOTENZIAL INDUSTRIE VOM ,18.00 UHR , UHR Quelle: EWI MW Kommunal Lastnachholung Kommunal Lastreduktion Haushalte Lastnachholung Haushalte Lastreduktion GHD Lastnachholung GHD Lastreduktion Industrie Lastnachholung Industrie Lastreduktion Stunden ABBILDUNG 4.8: LASTVERSCHIEBUNGSPOTENZIAL AM MI UHR UHR Quelle: EWI 40

47 Nachfrageflexibilisierung Weil aus Gründen der Versorgungssicherheit eine Nachfragereduktion über einen Zeitraum von mehreren Stunden notwendig ist, sinkt das relevante technische Potenzial beträchtlich unter den Maximalwert von 12,5-14 GW. Beispiel: Die Nachfrage ist über einen Zeitraum von vier Stunden nach der Spitzenlast noch sehr hoch, sodass in diesen Stunden DSM-Prozesse keine Nachfrage nachholen sollten. Wir betrachten fünf DSM-Prozesse, welche die Stromnachfrage jeweils in einer Stunde um 10 MW reduzieren können, die Nachfrage aber in der darauf folgenden Stunde um den entsprechenden Betrag erhöhen müssen. Dann können die fünf DSM- Prozesse die Spitzenlast insgesamt um 10 MW reduzieren. Würde es sich um Lastabwurf anstelle von Lastverschiebung handeln, dann könnten die fünf DSM- Prozesse die Spitzenlast um 50 MW reduzieren. Das hier aufgezeigte technische Potenzial von 12,5 14 GW umfasst in großem Umfang Maßnahmen zur kurzfristigen Lastverschiebung, die in deutlich geringem Ausmaß zur Versorgungssicherheit beitragen können als Maßnahmen zum Lastabwurf. Variable Kosten der Lastreduktion und der Lastverschiebung Die variablen Kosten der Lastverschiebung sind grundsätzlich gering. Sie entstehen im Wesentlichen durch Effizienzverluste: Wenn in einer Stunde die Nachfrage eines Prozesses vom üblichen Lastprofil abweicht, muss bei Nachholung häufig eine größere Strommenge nachgefragt werden, als zuvor reduziert worden ist. Die Effizienzverluste der DSM-Prozesse sind in der Regel sehr gering, sie bewegen sich im unteren einstelligen Prozentbereich. 38 Die Kosten der Lastverschiebung sind folglich häufiger geringer als die Grenzkosten der Grenzkraftwerke. Entsprechend wirken diese Prozesse nicht preissetzend am Spotmarkt. Im Stromsystem konkurrieren diese DSM-Maßnahmen eher mit inframarginalen Erzeugungstechnologien oder mit Speichern und können nicht oder nur in geringem Umfang zur Finanzierbarkeit der Grenzkraftwerke beitragen. Die variablen Kosten des Lastabwurfs sind demgegenüber relativ hoch, was daher zu hohen Knappheitspreisen führen kann. Bei Industrieprozessen, wie zum Beispiel der Aluminiumelektrolyse, entsprechen die variablen Kosten des Lastabwurfs mindestens den entgangenen Erlösen aus der Produktion. Die Kosten des Lastabwurfs einzelner Prozesse sind sehr unterschiedlich und schwer zu bestimmen. Eine Abschätzung des hieraus zur Verfügung stehenden Potenzials ist damit sehr schwierig. 38 DSM-Prozesse wirken im Stromsystem ähnlich wie Speicher. Sie reduzieren Last, wenn die Strompreise hoch sind, und erhöhen die Last, wenn die Strompreise niedrig sind. Auch im Vergleich zu Speichern sind die Effizienzverluste von DSM-Maßnahmen gering: Ein gewöhnliches Pumpspeicherkraftwerk hat einen Wirkungsgrad von weniger als 80%. 41

48 Nachfrageflexibilisierung Wirtschaftlichkeit von DSM-Maßnahmen Um das technische DSM-Potenzial realisieren zu können, müssen häufig Anfangsinvestitionen geleistet werden. Diese Erschließungskosten sind für die einzelnen Prozesse sehr unterschiedlich. Während die Investitionskosten im Industriesektor typischerweise gering sind, sind sie bei privaten Haushalten, die einen hohen Anteil am technischen DSM-Potenzial haben, häufig sehr hoch. Kostenabschätzungen für einige der Maßnahmen (siehe Anhang C) lassen es fraglich erscheinen, ob eine wirtschaftliche Erschließung dieses Potenzials selbst in mittlerer Frist wirtschaftlich werden kann, oder ob es sich um Maßnahmen handeln kann, die Back-up- Kapazität kostengünstiger bereitstellen als Gasturbinen. KWK-Anlagen und Flexibilisierung im Stromsektor KWK-Anlagen könnten in einem weiteren Sinne als DSM-Potenzial zur Flexibilisierung des Stromsystems beitragen. KWK-Anlagen produzieren in einem Kuppelproduktionsprozess Strom und Wärme. Die meisten Anlagen sind im Winterhalbjahr, also zu Zeiten der Spitzenlast, wärmegeführt. Anlagen, die das Verhältnis von Strom- und Wärmeproduktion flexibel gestalten können, können zur Spitzenlastdeckung nur beitragen, wenn sie vorübergehend weniger Wärme produzieren. 39 Falls, was nicht unwahrscheinlich ist, die Spitzenlast im Strombereich in Zeiten hoher Wärmenachfrage fällt, ist dies nur möglich, wenn es hinreichend große Wärmespeicher gibt. Ansonsten würde eine temporäre Unterversorgung im Wärmebereich drohen. Grundsätzlich ist es möglich, dass mit genügend großem Vorlauf Wärmeproduktion vorgeholt wird, in Wärmespeichern zwischengespeichert wird, um dann mehr Kapazitäten für die Stromerzeugung in Stunden der Spitzenlast verfügbar zu haben. In Anhang C 3 finden sich einige weitere Überlegungen hierzu. Aufgrund einer schwierigen Datenlage ist es im Rahmen dieser Studie nicht möglich, abzuschätzen in welchem Umfang hierdurch Back-up Kapazitäten an Kraftwerken eingespart werden könnten. Hierzu bedarf es weiterer Analysen, die sich auch der Frage widmen müssen, welchen Effekt eine solche Nutzung von KWK auf den Strompreis hat und ob dadurch zusätzliche Deckungsbeitrage für Grenztechnologien am Strommarkt ermöglicht werden. 39 Anlagen, die über eine solche Flexibilität nicht verfügen, müssen die Möglichkeit haben, bei höherer Stromproduktion die überschüssige Wärme abzuführen. 42

49 Nachfrageflexibilisierung Fazit Nachfrageflexibilisierung durch DSM-Maßnahmen ist grundsätzlich sinnvoll und wird an Bedeutung im Stromsystem zunehmen. Gleichwohl legen die Quantifizierungen nahe, dass sie alleine den Kapazitätsbedarf und seine Finanzierungsanforderungen nicht hinreichend verändern, um das angestrebte Niveau an Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Das bedeutet, dass das identifizierte technische Potenzial an DSM von 12,5-14 GW die auf Seite 34 formulierten Anforderungen nicht ausreichend erfüllt. Dort wurde gefordert, dass Nachfrageflexibilisierung zwei Funktionen erfüllen muss, um einen Beitrag zur Lösung des Finanzierungsbedarfs für die Grenzerzeugungstechnologie zu leisten: Sie muss konventionelle Kraftwerkstechnologie überflüssig machen (und so die Menge an Gasturbinen reduzieren) und die Grenzkosten der DSM-Maßnahmen müssen hinreichen hoch sein, um Knappheitspreise deutlich oberhalb der Grenzkosten der Gasturbinen zu ermöglichen. Die erste Anforderung wird nur in geringem Umfang erfüllt, da das hier aufgezeigte technische Potenzial in großem Umfang Maßnahmen zur kurzfristigen Lastverschiebung umfasst, die nur in begrenztem Umfang zur Versorgungssicherheit beitragen können. Die zweite Anforderung wird häufig verletzt, da viele DSM-Maßnahmen relativ hohe Fixkosten und geringe variable Kosten haben. Sie werden also keine Preise setzen können, die höher sind als die Grenzkosten einer Gasturbine. Zuletzt sind die Erschließungskosten für viele DSM-Maßnahmen (pro kw) deutlich höher als die Investitionskosten einer Gasturbine (pro kw), sodass die Gesamtkosten der Sicherstellung der Versorgungssicherheit durch solche teuren DSM-Maßnahmen erhöht würden. 43

50 Zwischenfazit 5 ZWISCHENFAZIT Um die Größe des Unterfinanzierungsproblems abschätzen zu können, wurden Simulationsrechnungen durchgeführt. Sie berechnen, wie sich der konventionelle Teil des Stromerzeugungssystems bis 2020 und 2030 entwickelt. Die dabei unterstellten Anforderungen an die Versorgungssicherheit sind hoch. Beispielsweise wurde eine Sicherstellung der Stromversorgung mit nationalen Kapazitäten gefordert. In den Simulationen werden bis 2030 rund 44,5 GW Gaskraftwerke zugebaut. Davon entfallen 39 GW auf Gasturbinen, die sich durch niedrige spezifische Investitionskosten auszeichnen. Zusätzlich werden 6,7 GW Braunkohlekraftwerke mit CCS-Technologie zugebaut. Zudem wurde ein hochaufgelöster Dispatch für die Jahre 2020 und 2030 simuliert. Er belegt, dass die Grenzkraftwerke (Gasturbinen) vorrangig eine Absicherungsfunktion (Back-up) haben und sehr wenige Betriebsstunden aufweisen. Wie erwartet können die Gasturbinen, zum Teil aber auch inframarginale Kraftwerke (Gas-und-Dampf- Kombikraftwerke), ihre Investitionen nicht zurückverdienen, wenn unterstellt wird, dass der Strompreis die Systemgrenzkosten nicht übersteigt. In einem weiteren Schritt wurde ein simultanes Gleichgewicht auf dem Spotmarkt und dem Markt für positive Regelleistung simuliert und es wurden Leistungspreise für positive Regelleistung geschätzt. Die Grenzkraftwerke können so Zusatzerlöse erwirtschaften, die zwar signifikant sind, die Finanzierungslücke aber nicht schließen können. Ob es zu Zusatzerlösen kommt, hängt zudem sensitiv von den Modellparametern ab. Durch eine Flexibilisierung der Nachfrageseite könnten drei Probleme adressiert werden: 1) Der Bedarf an Back-up Kapazitäten kann reduziert werden. 2) Versorgungsunterbrechungen in Knappheitssituationen können vermieden werden. 3) Wenn die flexible Nachfrage den Preis oberhalb der Erzeugungskosten der Grenzkraftwerke setzt, können die Back-up Kapazitäten zusätzliche Erlöse zur Deckung der Fixkosten erzielen. Aus diesem Grund wurde das technische Potenzial von Demand Side Management (DSM) Maßnahmen analysiert, die geeignet sind, Nachfrage in größerem Umfang zu flexibilisieren. Diese quantitative Abschätzung legt nahe, dass das Potenzial zu gering ist, um verlässlich Versorgungssicherheit in einer Energy-Only Marktlösung mittels der Flexibilisierung der Nachfrage zu ermöglichen. 44

51 Zwischenfazit Es gibt drei wesentliche Gründe, die zweifeln lassen, dass mittelfristig die Nachfrageflexibilisierung über DSM ausreicht: 1) Viele Anwendungen können nur zeitlich verschoben werden, wodurch sie sich nur bedingt eignen, Gasturbinen in ihrer Back-up Funktion zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit zu ersetzen. 2) Die Grenzkosten vieler Prozesse sind niedrig, wodurch sie sich links neben den Grenzkraftwerken in der Merit Order einordnen. 3) Die Erschließungskosten vieler Anwendungen sind auch mittelfristig zu hoch, um eine kostengünstige Alternative zu Gasturbinen zu sein. Die hier vorgelegten Analysen belegen nicht eindeutig, dass ein Energy-Only Markt mit hinreichender Versorgungssicherheit nicht funktionieren kann. Sie liefern aber Hinweise dafür, dass ein Energy-Only Markt zunehmend vor signifikante Herausforderungen gestellt wird, im Besonderen um das hier angenommene Niveau an Versorgungssicherheit zu garantieren. Aus diesen Gründen ist es sinnvoll, im Folgenden Kapazitätsmechanismen zu analysieren, die ein entsprechendes gewünschtes Niveau an Versorgungssicherheit gewährleisten sollen. 45

52 Kapazitätsmechanismen 6 KAPAZITÄTSMECHANISMEN Wenn die Spotmarktpreise für Strom zu niedrig sind, können sich manche Kraftwerke nicht über den Spotmarkt refinanzieren. Dies gilt insbesondere für Kraftwerke mit hohen variablen Kosten, die häufig als Grenzkraftwerke fungieren, wie beispielsweise Gasturbinenkraftwerke. Weil Investoren diese fehlenden Deckungsbeiträge antizipieren, würden die entsprechenden Kraftwerke nicht gebaut, so dass sich eine unerwünscht niedrige Menge Erzeugungskapazität im Markt einstellen würde. Mit Hilfe der hier vorgestellten Kapazitätsmechanismen soll ein vorgegebener Zielwert an Kapazität erreicht und das gewünschte Niveau an Versorgungssicherheit implementiert werden. Es existiert eine Vielzahl von Varianten von Kapazitätsmechanismen, die diskutiert und in verschiedenen Ländern auch bereits genutzt werden. Anhang F gibt eine umfangreiche Übersicht über internationale Erfahrungen mit Kapazitätsmechanismen. Abbildung 6.1 verdeutlicht, dass sich in Europa eine Vielzahl von Ländern mit Kapazitätsmechanismen beschäftigt oder diese bereits implementiert hat. 40 Kapazitätsmechanismen lassen sich in unterschiedlichsten Dimensionen kategorisieren. Ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal ist, ob der Mechanismus daran ansetzt, sicher zu stellen, dass eine bestimmt Menge an Kapazität errichtet wird, oder ob er explizit einen Markt für Versorgungssicherheit schaffen möchte. Sichere Versorgung aus Sicht des Stromkunden heißt dabei nicht nur, dass er verlässlich Strom erhält, sondern dass er auch Sicherheit hinsichtlich des Preises hat. Aus diesem Grunde werden im Folgenden zwei Kapazitätsmechanismen detaillierter analysiert: Strategische Reserve (SR) und Versorgungssicherheitsverträge (VV). Für beide ist der Ausgangspunkt, dass ein gewünschtes Niveau an Versorgungssicherheit (politisch) vorgegeben wird, und im Rahmen des jeweiligen Mechanismus möglichst kostengünstig und in marktkonformer Weise erreicht werden soll. Der erste Mechanismus hat zum Ziel, ausreichende Erzeugungskapazität sicherzustellen. Der zweite setzt unmittelbar an dem Ziel an, einen Markt für Versorgungssicherheit zu schaffen. 40 In Anhang G befindet sich eine kurze Übersicht über Studien, welche in Deutschland zu dem Thema Kapazitätsmärkte veröffentlicht wurden. 46

53 Kapazitätsmechanismen ABBILDUNG 6.1: KAPAZITÄTSMECHANISMEN IN EUROPA Quelle: EWI 6.1 Strategische Reserve Das Konzept der Strategischen Reserve (SR) setzt am Aufbau von Erzeugungskapazität an: Mit Hilfe der SR soll sich eine administrativ bestimmte Menge an Erzeugungskapazität im Strommarkt einstellen und damit indirekt die Versorgungssicherheit in Knappheitssituationen gewährleistet werden. Die Grundidee der SR ist es, den Strommarkt in den Gütermarkt und die SR aufzuteilen. Der Gütermarkt besteht aus dem Großhandelsmarkt und dem Regelenergiemarkt. In diesem befinden sich Kapazitäten, die aufgrund von privaten Investitionsentscheidungen entstehen. Die Investitionskosten dieser Kapazitäten werden vollständig über Erlöse aus dem Großhandelsmarkt und dem Regelenergiemarkt gedeckt; Investoren erhalten keine weiteren Zahlungen für (neue) Kapazität. Falls die Kapazitätsmenge im Gütermarkt nicht ausreichend ist, um das angestrebte Versorgungssicherheitsniveau im Strommarkt zu erreichen, werden zusätzliche Kapazitäten von einer staatlichen Instanz beschafft. Diese Kapazitäten bilden die SR. Die Kapazitäten in der SR sollen sich ausschließlich über die Kapazitätszahlungen finanzieren, sie erwirtschaften keine Deckungsbeiträge im Gütermarkt; die SR wird ausschließlich in Knappheitssituationen zur Stromerzeugung eingesetzt. 47

54 Kapazitätsmechanismen Knappheitssituationen sind definiert als die Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis ein bestimmtes Preisniveau, den Auslösungspreis, übersteigt. 41 Die SR bietet Strom zum Auslösungspreis am Spotmarkt an, d.h. solange der Spotmarktpreis unter dem Auslösungspreis ist, erfolgt die Stromerzeugung ausschließlich mit Kapazitäten die sich im Gütermarkt befinden; sobald der Spotmarktpreis den Auslösungspreis erreicht, wird zusätzlich die SR aktiviert. Abbildung 6.2 verdeutlicht das Konzept der SR. 42 Ein Teil der Grenztechnologien, in der Abbildung zur vereinfachten Darstellung nur Gasturbinen, sind Teil des Gütermarktes, während der andere Teil der SR zugeordnet ist. Die Gasturbinen, die in der SR sind, bieten Strom zum Auslösungspreis an. Der Auslösungspreis übersteigt die Grenzkosten der Gasturbine. Die Abbildung zeigt eine Knappheitssituation, in der die residuale Nachfrage sehr hoch ist und die Kapazitäten im Gütermarkt die Nachfrage nicht decken können. In dieser Situation werden die Kapazitäten der SR aktiviert. Wenn die SR aktiviert ist, erhalten die erzeugenden Kapazitäten aus dem Gütermarkt am Spotmarkt den Auslösungspreis. In diesen Stunden erwirtschaften folglich auch die Grenztechnologien im Gütermarkt Deckungsbeiträge. ABBILDUNG 6.2: EINSATZ VON STRATEGISCHER RESERVE Quelle: EWI Grundsätzlich könnte Knappheit auch physikalisch definiert werden, z.b. wenn das Verhältnis von erwarteter Windeinspeisung zu Gesamtlast einen bestimmten Schwellenwert unterschreitet. Gleichwohl müsste auch hier vorab festgelegt werden, zu welchem Preis die SR in so definierten Knappheitssituationen in den Markt bietet. Ein ähnliches Konzept wird in Consentec (2012) diskutiert. 48

55 Kapazitätsmechanismen Beschaffung und Einsatz von Strategischer Reserve Eine zentrale Instanz muss das gewünschte Versorgungssicherheitsniveau festlegen und entsprechend die Zielmenge an sicher verfügbare Kapazität im gesamten Stromsystem bestimmen. Diese zentrale Instanz wird im Folgenden als Koordinator für Strategische Reserve (KSR) bezeichnet. Der KSR bestimmt die Menge der SR und den Auslösungspreis, er beschafft die SR und bestimmt zudem deren Einsatz. Die Größe des Gütermarktes ist durch den vom KSR festgelegten Auslösungspreis determiniert. Da die SR zum Auslösungspreis Strom im Spotmarkt anbietet, wird implizit eine Preisobergrenze in Höhe des Auslösungspreises auf dem Spotmarkt (und somit auch auf den Terminmärkten) gesetzt. 43 Je höher der Auslösungspreis ist, desto höher sind die Knappheitspreise, die sich am Spotmarkt einstellen können, und desto größer ist die Kapazitätsmenge im Gütermarkt. Abbildung 6.3 zeigt zwei unterschiedliche Auslösungspreise. Im linken Teil der Abbildung liegt der Auslösungspreis deutlich über den Grenzkosten der Gasturbine. Alle GuD-Anlagen befinden sich im Gütermarkt und ein Teil der Gasturbinen ebenfalls. Im rechten Teil der Abbildung liegt der Auslösungspreis unterhalb der Grenzkosten (GK) der Gasturbine. In diesem Fall werden im Gütermarkt keine Gasturbinen errichtet; die GuD-Kapazität im Markt sinkt ebenfalls, da nur ein Teil der Kapazität ausreichend Deckungsbeiträge im Markt erwirtschaften kann. Änderungen des Auslösungspreises führen auch zu Änderungen in der Komposition der Kraftwerke. Da der Auslösungspreis wie eine Preisobergrenze wirkt, wird die Wahl zwischen den Technologien der Erzeugung dadurch beeinflusst. ABBILDUNG 6.3: WAHL DES AUSLÖSUNGSPREISES Quelle: EWI 43 Auswirkungen der SR auf den Terminmarkt und den Regelenergiemarkt werden in den Abschnitten und genauer analysiert. 49

56 Kapazitätsmechanismen Damit ein großer Teil der Kapazität im Gütermarkt errichtet, die Technologien der Kapazität wenig verzerrt und die SR nur in wenigen Stunden eines Jahres benötigt wird, muss der Auslösungspreis folglich relativ hoch sein. 44 Der Umfang der SR hat keine Auswirkungen auf die Größe des Gütermarkts: Die Investitionsentscheidungen hängen vom Auslösungspreis ab. Gleichwohl hat die Größe des Gütermarkts Auswirkungen auf die benötigte Menge der SR. Der KSR muss Erwartungen bilden über die sicher verfügbare Kapazität, die im Gütermarkt in einer bestimmten Zeitperiode in der Zukunft bereitgestellt wird, um anschließend die benötigte Zielmenge der SR für diese Zeitperiode abzuschätzen. Der KSR beschafft die SR in einer Auktion. Er bestimmt zudem, welche Kapazitäten der SR in Knappheitssituationen tatsächlich Strom erzeugen, falls nur ein Teil der gesamten SR benötigt wird. Die Kapazitätsauktion Um ausreichend Zeit zur Erstellung der SR zu ermöglichen, sollte die benötigte SR in einer Auktion mit einer Vorlaufzeit von 5-7 Jahren ersteigert werden. Zudem sollte mindestens eine Anpassungsauktion 1-2 Jahre vor der Bereitstellungsphase stattfinden. 45 Sowohl konventionelle Bestandsanlagen als auch geplante Projekte zum Aufbau von Erzeugungskapazitäten können so in der Kapazitätsauktion geboten werden. Auch DSM-Kapazitäten können an der Auktion teilnehmen. Anbieter von SR müssen Kapazität bereitstellen, die in Knappheitssituationen in der Lage sind, Strom zu liefern. Kapazitäten, die einen Zuschlag erhalten, verpflichten sich, für die Dauer einer bestimmten Periode SR bereitzustellen. Während der Verpflichtungsperiode erhalten sie jährliche Kapazitätszahlungen. Die Erzeugungskapazitäten dürfen während dieser Periode nicht im Gütermarkt eingesetzt werden. Die Länge der Verpflichtungsperiode stellt eine wichtige Größe dar. Für den Aufbau von Kapazität im Gütermarkt erhalten Investoren keine Kapazitätszahlungen, während für Kapazität in der SR Kapazitätszahlungen entrichtet werden. Folglich sollten Kapazitäten aus der SR möglichst lange in der SR verpflichtet werden und nicht in den Gütermarkt wechseln dürfen. Deshalb sollten neue Kraftwerkskapazitäten über einen längeren Zeitraum (z.b Jahre) in der SR verpflichtet werden. Die Verpflichtungsperiode von Bestandanlagen sollte kürzer sein (z.b. 3 Jahre) Ein Vorschlag zur Berechnung des Auslösungspreises befindet sich in Anhang D7. Details zu der Hauptauktion und den Anpassungsauktionen finden sich in Anhang D3 und D4. Die Verpflichtungsdauer von DSM-Kapazitäten wird in Anhang D6 diskutiert. 50

57 Kapazitätsmechanismen Dispatch in Knappheitssituationen Die Kapazität der SR wird eingesetzt, wenn der Strompreis den Auslösungspreis übersteigt. Wenn nur ein Teil der SR benötigt wird, sollten solche Stromerzeuger produzieren, deren Erzeugungskosten gering sind. Dies kann dadurch sichergestellt werden, dass die Erzeuger der SR ein Gebot für den Einsatz abgegeben müssen. Die Erzeuger erhalten dann auch dieses Gebot (oder bei einer uniformen Auktion den Markträumungspreis) im Falle des Einsatzes, nicht aber den Ausübungspreis. Die SR finanziert sich durch die Kapazitätsauktion, nicht durch den Einsatz in Knappheitsfällen. Kontrolle der Bereitstellung von Erzeugungskapazität Jeder Stromerzeuger, der sich über die Auktion zur physischen Errichtung von Kapazität oder zur Aufrechterhaltung von Bestandsanlagen verpflichtet hat, schließt mit dem KSR einen entsprechenden Vertrag ab. Wenn der Stromerzeuger die entsprechende Kapazität nicht vorhält, sollten Strafzahlungen erhoben werden. Diese Strafzahlungen beziehen sich auf die Errichtung von Kapazität. Wird die SR abgerufen, und der Stromerzeuger kann keinen Strom liefern, sollten ebenfalls Strafzahlungen erhoben werden. Kosten der SR Die Kosten der SR könnten, analog zu Netzentgelten, pro Kilowattstunde auf den Strompreis für Endkunden umgelegt werden. Ineffizienzen im Dispatch Der Mechanismus der SR ist grundsätzlich mit zwei Problemen verbunden: Erstens kann es im Dispatch von Stromerzeugung und Nachfrage zu Ineffizienzen kommen. Da die SR erst bei einem hohen Ausübungspreis zum Einsatz kommt, ist es beispielsweise möglich, dass DSM- Maßnahmen mit höheren Grenzkosten eingesetzt werden, bevor die SR genutzt wird. Zweitens kann argumentiert werden, dass Konsumenten zu viel in Knappheitssituationen zahlen. Die Problematik wird in Abbildung 6.4 veranschaulicht. Wenn die residuale Stromnachfrage hoch ist, kann der Spotmarktpreis die Grenzkosten der letzten produzierenden Einheit übersteigen; es können sich Preise zwischen den Grenzkosten der letzten produzierenden Einheit und dem Auslösungspreis einstellen. Nur wenn die residuale Stromnachfrage sehr hoch ist, wenn also bei Erreichen des Auslösungspreises die Nachfrage nicht mit Hilfe der Kapazitäten des Gütermarktes bedient werden kann, wird die SR zur Nachfragedeckung eingesetzt. 51

58 Kapazitätsmechanismen ABBILDUNG 6.4: EX-POST INEFFIZIENZ Quelle: EWI Es besteht die Gefahr, dass sich ein ineffizienter Dispatch einstellt, sobald der Spotmarktpreis die Grenzkosten der letzten produzierenden Einheit übersteigt. Dies ist der Fall, wenn beispielsweise die Nachfrage mit Hilfe von DSM-Maßnahmen reduziert wird, der Wert des Verzichts auf Strom (Value of Lost Load, VoLL) jedoch die Grenzkosten der SR-Technologie, hier der Gasturbinen, übersteigt. Da der Auslösungspreis noch nicht erreicht ist, wird die SR nicht aktiviert, und ein (ex-post) ineffizienter Dispatch stellt sich ein (siehe rotes Dreieck). Sobald der Spotmarktpreis die Grenzkosten der Gasturbine übersteigt, bezahlen die Konsumenten (ex-post) zu viel für den Strom in dem Sinne, dass der Preis die Grenzkosten der SR, mit Hilfe derer eine weitere Einheit Strom angeboten werden könnte, übersteigt. Ex-post würden die Konsumenten genau dann nicht zu viel bezahlen, wenn der Auslösungspreis den Grenzkosten der SR entsprechen würde. Der Umverteilungseffekt zugunsten der Produzenten, der im Fall der hohen Stromnachfrage durch das grüne Rechteck beschrieben wird, dürfte für Konsumenten einen Anreiz liefern, Druck auf die Politik auszuüben, den Auslösungspreis zu senken, denn hohe Strompreise sind (ex-post) vermeidbar. Ein niedriger Auslösungspreis reduziert die Größe des Gütermarkts, wodurch die benötigte Menge an SR erhöht wird. Zudem besteht ein Zielkonflikt zwischen der langfristigen Zusicherung eines fixen Auslösungspreises und der Anpassung des Auslösungspreises an neue Informationen. Ein Problem könnte bestehen, wenn der Auslösungspreis gesenkt wird, weil zum Beispiel Anzeichen der Ausübung von Marktmacht bestehen und sich die Knappheitssituationen zu 52

59 Kapazitätsmechanismen häufig einstellen. Die Antizipation einer möglichen Reduzierung des Auslösungspreises kann die Investitionsanreize im Gütermarkt reduzieren Implikationen für Terminmärkte Termingeschäfte können wie bisher durchgeführt werden. Lediglich Kapazitäten der SR sind vom Handel am Terminmarkt ausgeschlossen. Die Höhe des Auslösungspreises beeinflusst die Preise für Termingeschäfte: Da der Auslösungspreis bei ausreichend hoher SR implizit eine Preisobergrenze für Preise am Spotmarkt darstellt, besteht für die Konsumenten kein Anreiz, sich gegen Spotmarktpreise oberhalb des Auslösungspreises abzusichern. Der Auslösungspreis beschränkt folglich auch die Preise für Termingeschäfte Implikationen für Regelenergiemärkte Kapazitäten der SR können grundsätzlich positive Regelleistung anbieten, im Besonderen werden sie häufig die Präqualifikationsbedingungen für Minutenreserve erfüllen. Folglich stellt sich die Frage, ob die SR positive Regelleistung anbieten soll. Kapazitäten der SR können typischerweise günstiger Regelenergie anbieten als Kapazitäten des Gütermarktes. Das liegt genau an der (administrativen) Beschränkung der Kapazitäten in der SR, die es verbietet, am Gütermarkt teilzunehmen. Aus diesem Grund ist das Anbieten von Kapazität im Regelenergiemarkt durch Kraftwerke der SR sehr billig, denn sie haben keine Opportunitätskosten aus entgangenen Spotmarktgewinnen. Entsprechend sind die Kosten der SR für Regelenergie gleich den Stromerzeugungskosten - Kosten der Leistungsvorhaltung bestehen nicht. Bei wettbewerblichem Bieten würden Kraftwerke der SR Regelenergie daher zu Leistungspreisen von Null anbieten. Das schmälert die Erlösmöglichkeiten der Kapazitäten des Gütermarktes am Regelenergiemarkt, die dort mit der SR konkurrieren. In dem Umfang, in dem mit der SR das Ziel verfolgt wird, einen möglichst großen Gütermarkt zu erhalten und die SR selbst klein halten zu können, ist dies ein unerwünschter Effekt. Den Anbietern im Gütermarkt sollten die Deckungsbeiträge, die sie für ihre Investitionen am Regelenergiemarkt erwirtschaften können, nicht durch die SR beschnitten werden. Diese Überlegungen sprechen gegen eine Teilnahme der SR am Regelenergiemarkt. Allerdings entsteht dann eine weitere Ineffizienz, weil der Dispatch im Regelenergiemarkt nicht zu minimalen Kosten erfolgt. 47 Eine detaillierte Analyse zur Wahl des Auslösungspreises befindet sich in Anhang D7. 53

60 Kapazitätsmechanismen Regionale Aspekte Die Kapazitätsbeschaffung mittels SR und der Netzausbau können eng koordiniert werden. Der KSR muss lediglich bei Ausschreibung von SR die Nebenbedingung festlegen, dass die Kapazitäten, welche einen Zuschlag in der Kapazitätsauktion bekommen, in bestimmten Regionen bereitgestellt werden müssen; eine Koordinierung mit dem Netzausbau ist folglich prinzipiell möglich. Gleichwohl hat der KSR keinen Einfluss auf die Standortwahl der Investoren für Kapazitäten im Gütermarkt. Die Anreize bezüglich der Standortwahl von Investoren in einem Strommarkt mit SR unterscheiden sich nicht von denen in einem Energy-Only Markt. Andere Instrumente, wie die sogenannte G-Komponente 48, könnten eingeführt werden, um die Netzstabilität zu fördern Bewertung Mit Hilfe der SR kann der Strommarkt in zwei Märkte geteilt werden. Auf dem Gütermarkt werden die Investitionskosten über Erlöse in Großhandels- und Regelenergiemarkt gedeckt; die Kapazitäten in der SR erhalten Kapazitätszahlungen. Damit auf dem Gütermarkt ausreichend hohe Erlöse erzielt werden können, mit denen Grenzkraftwerksbetreiber neben den Erzeugungskosten auch ihre Investitionskosten decken können, muss die SR zu einem Auslösungspreis, der weit über den Grenzkosten der Grenzkraftwerke liegt, in den Markt bieten. Die SR bietet folgende Vorteile: Ein Strommarkt mit SR und hohem Auslösungspreis enthält viele Komponenten einer Energy Only Lösung. Bei hohem Auslösungspreis werden viele Kapazitäten im Gütermarkt errichtet; die SR ist dann sehr klein. Der Mechanismus kann sich selbst überflüssig machen: Die Kapazitätsmenge der SR kann flexibel an den Kapazitätsbedarf angepasst werden. Falls ausreichend Kapazität im Gütermarkt errichtet wird, müssen keine (neuen) Kapazitäten in der SR beschafft werden. Ein wesentlicher Nachteil des Mechanismus ist der ex-post ineffiziente Dispatch von Stromerzeugung und Stromnachfrage. Durch die Preisobergrenze in Höhe des Auslösungspreises wird auch die Entscheidung für oder gegen bestimmte Technologien in der Erzeugung beeinflusst. Fehleranfällig ist dieser Mechanismus insbesondere hinsichtlich der Bestimmung der Menge der SR der KSR muss dazu einschätzen, wie hoch die Kapazität im 48 G-Komponente: Standortabhängige Netznutzungsentgelte für Erzeuger. 54

61 Kapazitätsmechanismen Gütermarkt sein wird. Die wichtigste Schwäche des Mechanismus betrifft die Frage, wie glaubwürdig eine zentrale Stelle wie der KSR dauerhaft einen hohen Auslösungspreis garantieren kann. Die Ineffizienz im Dispatch sowie hohe Preise bei einer nicht im Einsatz befindlichen SR machen den Mechanismus anfällig für politischen Druck, den Auslösungspreis abzusenken, oder die SR ausnahmsweise auch bei niedrigeren Preisen einzusetzen. Dies wäre sogar mit Effizienzgewinnen (s.o.) verbunden und würde den Stromkunden Geld sparen. Wenn daher bezweifelt werden darf, dass der politische Prozess dauerhaft hohe Auslösungspreise garantieren kann, so ist damit zu rechnen, dass das Absenken vorab antizipiert wird und weniger Kapazitäten im Gütermarkt entstehen. Wenn sich weniger Kapazitäten im Gütermarkt befinden, kommt es häufiger zum Einsatz der SR. Wenn der Auslösungspreis zu sehr gesenkt wird, kommt es im Extremfalle dazu, dass alle Kapazität als SR beschafft werden muss. 6.2 Versorgungssicherheitsverträge Während das Konzept der Strategischen Reserve am Aufbau von Erzeugungskapazität ansetzt und damit die Versorgung in Knappheitssituationen indirekt sicherzustellen versucht, setzt das Konzept der Versorgungssicherheitsverträge direkt bei der Versorgungssicherheit an: Es wird ein neuer Markt geschaffen, auf dem Versorgungssicherheitsverträge mit den Stromerzeugern abgeschlossen werden. Diese Versorgungssicherheitsverträge sollen sicherstellen, dass die Stromerzeuger genügend Kapazitäten vorhalten und in Knappheitssituationen ausreichend Strom erzeugen. Die Stromnachfrager erhalten dadurch Versorgungssicherheit und werden zusätzlich gegen Preisspitzen in Knappheitssituationen abgesichert. Knappheitssituationen sind hierbei definiert als Stunden, in denen der Spotmarktpreis ein bestimmtes Niveau, den sogenannten Ausübungspreis, übersteigt. Es gibt im Wesentlichen zwei vertragliche Komponenten, die in Knappheitssituationen eine ausreichende Stromerzeugung herbeiführen sollen: 49 Kapazitätsverpflichtung: Stromerzeuger, die auf dem Markt für Versorgungssicherheitsverträge einen Zuschlag erhalten, müssen nachweisen, dass sie eine entsprechende Menge physischer Kapazität vorweisen können. 49 Der hier vorgestellte Versorgungssicherheitsmarkt baut auf den Überlegungen in Cramton und Ockenfels (2012) auf. 55

62 Kapazitätsmechanismen Verfügbarkeitsoptionen: In diesem Mechanismus werden die Spotmarktpreise nicht begrenzt. In Knappheitssituationen schaffen die hohen Spotmarktpreise somit einen Anreiz, Strom zu produzieren. Um den Anbietern den Anreiz zu nehmen, in Knappheitssituationen Marktmacht auszuüben und Kapazitäten zurückzuhalten, sind Verfügbarkeitsoptionen vorgesehen. Diese Optionen sichern die Nachfrager gegen hohe Preisspitzen ab. Die Verfügbarkeitsoptionen wirken dabei ähnlich wie eine Call-Option, die vom Stromerzeuger gezeichnet wurde: Sie sehen vor, dass Stromerzeuger die Differenz aus dem aktuellen Spotmarktpreis und dem Ausübungspreis zahlen müssen. Der Unterschied zu einer herkömmlichen Call-Option liegt darin, dass der Barausgleich der Option abhängig ist von der Stromnachfrage in der jeweiligen Stunde. Entspricht diese zum Beispiel 50% der (Maximal-)Menge, die die Basis der Versorgungssicherheitsverträge ist, so müssen die Stromerzeuger auch nur für 50% der vertraglich fixierten Menge die Differenz zwischen Spotmarkt- und Ausübungspreis (Barausgleich) zahlen. Weil Versorgungssicherheit zumindest bei unelastischer Nachfrage ein öffentliches Gut ist und es als öffentliche Aufgabe gesehen wird, ein bestimmtes Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, bestimmt eine zentrale Instanz die Nachfrage auf dem neu zu schaffenden Markt für Versorgungssicherheitsverträge. Diese Instanz nennen wir im Folgenden Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes (KVM). Der KVM schätzt die maximale Stromnachfrage in dem jeweiligen Zeitraum und schließt auf dieser Basis Versorgungssicherheitsverträge ab. Der KVM beschafft die Verträge in einem Auktionsverfahren, der Kapazitätsauktion, kontrolliert die Bereithaltung von Erzeugungskapazität durch die Stromerzeuger und ist Halter der Verfügbarkeitsoptionen, deren Barausgleich er an die Stromlieferanten 50 weiterleitet. Die Stromlieferanten erhalten auf diese Art Versorgungssicherheit und sind gegen Preisspitzen im Spotmarkt abgesichert sie müssen maximal den Ausübungspreis zahlen. Falls der Spotmarktpreis über den Ausübungspreis steigt, sind die Stromerzeuger dazu verpflichtet, die Differenz zwischen Spotmarktpreis und Ausübungspreis in der Höhe der Nachfrage zu zahlen (Barausgleich der Verfügbarkeitsoption). Dieser Betrag wird an die Stromlieferanten weitergereicht, sodass diese nur den Ausübungspreis zahlen müssen. Alle höheren Ausgaben werden ihnen vom KVM zurückerstattet. Diese Ausgestaltung der Versorgungssicherheitsverträge hat folgende Vorteile: Es wird sichergestellt, dass ausreichend Erzeugungskapazität im Markt ist. 50 Stromlieferant : analog zu Begriffsbestimmung 3 Nr. 19b Energiewirtschaftsgesetz Gaslieferant (natürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Strom zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist). 56

63 Kapazitätsmechanismen Der Spotmarktpreis wird nicht beschränkt, sodass die kurzfristige Allokation der Erzeugung gemäß den Preissignalen im Markt erfolgt. Die Stromerzeuger haben insbesondere in Knappheitssituationen die richtigen Anreize, Strom anzubieten. Weil die Stromerzeuger die Verfügbarkeitsoptionen zeichnen, haben sie keinen Anreiz, den Spotmarktpreis über den Ausübungspreis hinaus zu treiben. Damit wird Marktmacht beschränkt, die in Knappheitssituationen unvermeidbar ist. Die Stromlieferanten erhalten Versorgungssicherheit und sind durch die Verfügbarkeitsoptionen gegen Preisspitzen abgesichert. Sie zahlen für Strom nicht mehr als den Ausübungspreis. Die Einnahmen der Stromerzeuger aus dem Gütermarkt und die Beschaffungskosten der Stromlieferanten werden gleichmäßiger und besser kalkulierbar. Dadurch reduziert sich bei Stromerzeugern und bei Stromlieferanten das Preisrisiko Beschaffung von Kapazität über eine Auktion und Kapazitätsverpflichtungen Der KVM legt fest, wie viel Erzeugungskapazität benötigt wird, damit ein definiertes Niveau an Versorgungssicherheit gewährleistet ist. Die benötigte Kapazität wird dann in einer Auktion vom KVM mit einer Vorlaufzeit von 5-7 Jahren ersteigert. 51 Dabei kann es sich sowohl um Erzeugungskapazität im herkömmlichen Sinne sowie Retrofits als auch um flexible Nachfrager (DSM-Maßnahmen) handeln. 52 Die Kapazitätsauktion Als Auktionsformat ist eine Descending Clock Auction (umgekehrte englische Auktion) gut geeignet. Bei diesem Auktionsformat handelt es sich um eine Einheitspreisauktion, die mit einem hohen Startpreis beginnt. Stromerzeuger entscheiden, wie viel Kapazität sie für die angebotene Zahlung zur Verfügung stellen. Der Startpreis muss so hoch gewählt sein, dass die gebotene Gesamtmenge die benötigte Menge übersteigt. Dann wird der Preis schrittweise gesenkt und die Erzeuger geben zu dem neuen Preis ihre jeweilige Kapazitätsmenge an. Diese Prozedur wird fortgesetzt, bis die von den Stromerzeugern angebotene Menge der vom KVM festgelegten Zielmenge entspricht Zusätzlich sind Anpassung-Auktionen mit einer kürzeren Vorlaufzeit sinnvoll. Details dazu finden sich in Anhang E3. Kraftwerke und DSM-Maßnahmen müssen dabei hinsichtlich ihres Beitrags zur Versorgungssicherheit bewertet werden. Dazu schlagen wir einen Präqualifikationsprozess vor. Details finden sich in Anhang E2 und Anhang E8. 57

64 Kapazitätsmechanismen Sowohl Bestandsanlagen als auch geplante Projekte müssen an der Kapazitätsauktion teilnehmen. 53 Existierende Kapazitäten müssen ihre Gesamtmenge zu einem Preis von Null bieten, während das Gebot für neue Kraftwerke beliebig gewählt werden kann. 54 Bietvorschrift für Bestandsanlagen macht Marktmachtausübung durch diese Anlagen unmöglich. Die Die Kapazitätszahlung, zu der genau die nachgefragte Zielmenge geboten wurde, wird an neue Kraftwerksprojekte über einen längeren Zeitraum, beispielweise 15 Jahre, ausgezahlt. 55 Bestandsanlagen erhalten den aktuellen Preis der Jahresauktion. Beispiel 1: Der KVM ermittelt im Jahr 2013 für das Jahr 2020 einen Bedarf an Erzeugungskapazität in Höhe von 100 GW. Er führt eine Auktion durch und wählt einen Startpreis von 60 /kw/jahr. Daraufhin bieten die Stromerzeuger eine Gesamtmenge von 120 GW an. Dabei handelt es sich um Bestandsanlagen im Umfang von 90 GW und um neue Projekte im Umfang von 30 GW. Da die angebotene Kapazität die Zielmenge übersteigt, reduziert der KVM in mehreren Auktionsrunden schrittweise die Kapazitätszahlung. Bei einer Kapazitätszahlung in Höhe von 30 /kw/jahr wird schließlich eine Gesamtmenge von 100 GW geboten - davon nach wie vor 90 GW Bestandsanlagen. Die neu errichtete Kapazität in Höhe von 10 GW erhält diese Zahlung über einen Zeitraum von 15 Jahren. Die 90 GW Bestandsanlagen erhalten im Jahr /kw, in den folgenden Jahren jeweils den Preis der nachfolgenden Jahresauktionen. Die Descending Clock Auction bietet sich aus mehreren Gründen an. Durch dieses offene Auktionsformat ist es den Bietern möglich, im Laufe der einzelnen Runden der Auktion Informationen über die Einschätzungen der anderen Bieter zu bekommen, was vor allem bei Common Value Auctions (Auktionen mit gemeinsamen Wertschätzungen der Bieter) vorteilhaft sein kann. 56 Außerdem gilt, dass die Preisvorgabe durch den Auktionator in jeder Runde den Spielraum für strategisches Handeln der Bieter eingeschränkt wird Einzige Ausnahme ist die Stilllegung von Kapazitäten. Bei der Auktion bieten die Stromerzeuger Kapazität zu einem gegebenen Preis. Zu einem Preis von Null bieten bedeutet, zu jedem vorgegebenen Preis in der Auktion die gesamte Kapazität zu bieten. Die Behandlung von Bestands- und Altanlagen wird in Abschnitt diskutiert. Siehe auch Ausubel und Cramton (2006). Da sie keine Preise benennen können, können sie Preise auch nicht als Signal an andere Bieter verwenden. Die frühen deutschen Mobilfunkauktionen werden häufig als Beispiele dafür genannt, dass Bieter durch die Wahl bestimmter Preise kollusives Verhalten umgesetzt haben, siehe Klemperer (2002a, ) sowie Klemperer (2002b, ). 58

65 Kapazitätsmechanismen Kapazitätsverpflichtungen Jeder Stromerzeuger, der sich über die Auktion zur Bereitstellung von Kapazität verpflichtet hat, schließt mit dem KVM einen entsprechenden Vertrag ab (Kapazitätsverpflichtung). Wenn ein Stromerzeuger die Kapazität, zu der er sich verpflichtet hat, nicht vorhält, sollten Strafzahlungen erhoben werden. Diese Strafzahlungen beziehen sich nur auf die Vorhaltung von Kapazität, nicht auf produzierte Strommengen. Der Anreiz für Stromerzeuger, in Knappheitssituationen zu produzieren, entsteht marktgetrieben aufgrund der in Knappheitssituationen hohen Spotmarktpreise. Effiziente Kapazitätsbereitstellung Stromerzeuger berücksichtigen bei der Bewertung neuer Kraftwerksprojekte zwei Erlösquellen: Die antizipierten Erlöse aus den Gütermärkten (Spot- und Regelenergiemärkte) und die Kapazitätszahlungen aus der Kapazitätsauktion. Wenn die Anbieterstruktur in der Auktion wettbewerblich ist und es freien Zutritt zum Markt für Kapazitätsanbieter gibt, bietet jeder Stromerzeuger in der Auktion genau seine fehlenden Deckungsbeiträge zur Deckung seiner Investitionen. Langfristig verdient dann kein Stromerzeuger mehr als eine angemessene Kapitalrendite. Wäre das nicht der Fall, würde ein anderer Stromerzeuger mit derselben Kostenstruktur ein niedrigeres Gebot auf dem Kapazitätsmarkt platzieren. Verhinderung von Marktmacht in der Kapazitätsauktion Durch das Zurückhalten von Kapazitätsangeboten kann der Preis in der Kapazitätsauktion nach oben getrieben werden. Dieser Form von Marktmachtausübung kann mit verschiedenen Mitteln entgegengewirkt werden. Das erste Mittel ist die Verpflichtung, dass alle Bestandsanlagen in der Auktion bei einem Preis von Null bieten müssen (s. Fußnote 54), sie sind also für jeden Preis Teil des Angebots. Bestandsanlagen können nur aus der Auktion entfernt werden, wenn sie aus dem Markt genommen werden. Dadurch stehen Bestandsanlagen für Kapazitätszurückhaltung und Preismanipulation nicht mehr zur Verfügung. Der Preis, den auch diese Bestandsanlagen erhalten, wird nur durch Neuanlagen bestimmt. Ein zweites Mittel zum Verhindern von Marktmacht ist daher, dass freier Marktzutritt für Neuanlagen sichergestellt wird. Eigentümer von Bestandsanlagen, die typischerweise auch Anbieter neuer Kapazitäten sein werden, können dann den Preis über Zurückhaltung neuer Kapazitäten nicht in die Höhe treiben. 59

66 Kapazitätsmechanismen Weitere Mechanismen, um Marktmacht zu begrenzen, sind die Wahl eines möglichst niedrigen Startpreises sowie etwaige Maximalpreise, die für Bestandsanlagen höchstens gezahlt werden Verfügbarkeitsoptionen Verfügbarkeitsoptionen stellen sicher, dass Nachfrager gegen hohe Preise in Knappheitssituationen abgesichert sind und dass Erzeuger keine Anreize haben, ihre Marktmacht in diesen Situationen zu nutzen. Zusätzlich reduzieren Verfügbarkeitsoptionen in Kombination mit den Kapazitätszahlungen das Risiko für Stromerzeuger und Stromlieferanten. Optionen reduzieren sichern Stromlieferanten und Stromerzeuger ab Bei den Verfügbarkeitsoptionen handelt es sich um Call-Optionen auf die Differenz aus Spotmarktpreis und einem einheitlichen, vom KVM fixierten Ausübungspreis. Diese Call- Optionen werden von den Stromerzeugern gezeichnet und von der Nachfrageseite gehalten, so dass die Nachfrage gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises abgesichert ist. 59 Barausgleich, den jeder Stromerzeuger in einer gegebenen Stunde bei Ausübung der Option zahlen muss, richtet sich nach der Stromnachfrage in dieser Stunde und nach seiner Erzeugungskapazität, die er in der Auktion verkauft hat. Der Beispiel 2: Für das Jahr 2020 wurden insgesamt 100 GW Erzeugungskapazität beschafft. Ein Stromerzeuger hat in der Auktion ein Gaskraftwerk mit einer Leistung von 500 MW verkauft. Der Anteil dieses Gaskraftwerks an der gesamten beschafften Kapazität beträgt folglich 0,5%. Der Stromerzeuger ist nun verpflichtet, in jeder Stunde 0,5% der Gesamtnachfrage gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises abzusichern. Wenn die Nachfrage am 15. Dezember 2020 um 19:00 Uhr 80 GW beträgt, muss der Stromerzeuger also 0,05 80 GW = 400 MW mit seinem Gaskraftwerk absichern. Bei einem Ausübungspreis von 300 /MWh und einem Spotmarktpreis von 350 /MWh ist er also zu einer Zahlung in Höhe von (350 /MWh 300 /MWh) 400 MWh = verpflichtet. Der Stromerzeuger kann diese Zahlung glatt stellen, indem er 400 MW mit seinem Gaskraftwerk erzeugt und am Spotmarkt verkauft fällig wird die Zahlung aber in jedem Fall, auch wenn das Kraftwerk in der betrachteten Stunde keinen Strom erzeugt. Die verbleibenden 100 MW können natürlich frei vermarktet werden Siehe hierzu Anhang E3. Genauer: Die Optionen werden vom KVM gehalten, der Verrechnungsstelle zwischen Stromerzeugern und Stromlieferanten dient. Eine genaue Darstellung der Zahlungsströme findet sich in Anhang E7. 60

67 Kapazitätsmechanismen Durch dieses Optionsmodell verändert sich das Kalkül eines Stromerzeugers bei der Bewertung von Kraftwerksprojekten: Die Erlöse aus den Gütermärkten sinken, werden aber gleichzeitig besser prognostizierbar. Die entgangenen Erlöse vom Spotmarkt werden von den Bietern in der Kapazitätsauktion berücksichtigt. Genau wie in der Situation ohne Auktionen deckt jeder Stromerzeuger seine Kosten und erwirtschaftet eine angemessene Kapitalrendite, wenngleich er einen größeren Teil seiner Fixkosten über die Kapazitätszahlungen aus der Auktion deckt. Die gesamten Kosten der Beschaffung der Erzeugungskapazität könnten aber aufgrund geringerer Risiken der Stromerzeuger niedriger sein. Die Differenz aus Kapazitätszahlungen, die die Nachfrageseite an die Erzeugungsseite leistet, und dem Barausgleich aus den Optionen, die die Erzeugungsseite an die Nachfrageseite leistet, entspricht im langfristigen Gleichgewicht genau den fehlenden Deckungsbeiträgen ( Missing Money ). Reduktion von Marktmacht bei effizientem Dispatch Anreize für einen effizienten kurzfristigen Kraftwerkseinsatz (Dispatch) werden geschaffen durch die kurzfristigen Preise auf dem Spotmarkt, die nicht nach oben begrenzt sind. Der Anreiz, mit vorhandenen Kapazitäten Strom zu erzeugen, entsteht damit marktgetrieben gemäß dem Preismechanismus: Bei wettbewerblichem Verhalten hat jede Anlage, deren Grenzkosten geringer als der Spotmarktpreis sind, einen Anreiz, Strom anzubieten, wie es dem effizienten Kraftwerkseinsatz entspricht. Daran ändern Verfügbarkeitsoptionen nichts, unabhängig davon, wie hoch der Ausübungspreis der Option ist: Der Ausübungspreis bestimmt nur die Zahlung, die der Kraftwerksbetreiber unabhängig vom Betrieb seines Kraftwerks zahlen muss. Er zahlt immer Spotmarktpreis Ausübungspreis, unabhängig davon, ob er Strom erzeugt oder nicht. Die Verfügbarkeitsoptionen reduzieren die Ausübung von Marktmacht: Ein Betreiber profitiert nicht mehr davon, den Preis durch Mengenzurückhaltung über den Ausübungspreis zu treiben. Die Kosten der Mengenzurückhaltung aus nicht-verkauften Mengen bleiben demgegenüber bestehen, sodass Marktmachtausübung ab dem Ausübungspreis unattraktiver wird. Obwohl der Ausübungspreis die von den Erzeugern realisierbaren Einnahmen begrenzt, kann der Spotmarktpreis über den Ausübungspreis steigen. Dies muss beispielsweise immer dann der Fall sein, wenn die Grenzkosten der letzten erzeugenden Einheit oberhalb des Ausübungspreises liegen denn das Angebot richtet sich nur nach dem Vergleich von 61

68 Kapazitätsmechanismen Spotmarktpreis und Grenzkosten. Ein weiterer Grund für hohe Spotmarktpreise können hohe Preise im Ausland sein Überwälzung auf Endkunden Der Kapazitätsmechanismus ist so gestaltet, dass die Endkunden die fehlenden Deckungsbeiträge tragen, die erforderlich sind, um das angestrebte Kapazitätsniveau zu erreichen. Zusätzlich erhalten die Endkunden über die Verfügbarkeitsoptionen eine Preisabsicherung, für die sie bezahlen. Die fehlenden Deckungsbeiträge ergeben sich aus der Differenz der Kapazitätszahlungen (KVM an Stromerzeuger) und den Einnahmen aus dem Barausgleich der Optionen (Stromerzeuger an KVM). Weitergabe der Kapazitätszahlung an Endkunden über Strompreiskomponente Aus der Kapazitätsauktion entstehen Kapazitätszahlungen, die der KVM an die Stromerzeuger leistet. Bezüglich der Weitergabe der Kapazitätszahlungen an die Endkunden sind zwei Möglichkeiten denkbar: Die Kapazitätszahlungen können analog zu Netzentgelten pro Kilowattstunde auf den Strompreis für Endkunden umgelegt werden. Die Kapazitätszahlungen können auf Basis der Laststruktur der Endkunden auf diese umgelegt werden. Für die zweite Variante spricht, dass Endkunden, die in Knappheitssituationen eine relativ hohe Nachfrage haben, stärker belastet werden. Dies erscheint sinnvoll, weil durch die hohe Nachfrage in Knappheitssituationen ein zusätzlicher Kapazitätsbedarf herbeigeführt wird. Die einfachere Lösung wäre demgegenüber eine Umlage pro Kilowattstunde. Daneben sind Mischformen denkbar. 60 Tatsächlich werden in bestehenden Kapazitätsmärkten der hier beschriebenen Art regelmäßig Preise oberhalb des Ausübungspreises beobachtet, siehe ISO-NE (2011). 62

69 Kapazitätsmechanismen Stromlieferanten geben geringere Beschaffungskosten an Endkunden weiter Die Einnahmen aus dem Barausgleich der Verfügbarkeitsoptionen schlagen sich in geringeren Beschaffungskosten der Stromlieferanten nieder: In Stunden, in denen der Spotmarktpreis den Ausübungspreis übersteigt, erhalten Stromlieferanten die Differenz von den Stromerzeugern zurückerstattet. 61 Der Umfang der Rückerstattung richtet sich nach der Nachfrage, die der Stromlieferant in der betrachteten Stunde bedient. Beispiel 3: Ein Stadtwerk (Stromlieferant) bedient in einer bestimmten Stunde eine Nachfrage in Höhe von 500 MW. In dieser Stunde übersteigt der Spotmarktpreis den Ausübungspreis um 50 /MWh. Das Stadtwerk erhält dann eine Zahlung in Höhe von 50 /MWh. 500 MWh = Dazu muss das Stadtwerk die Höhe der Nachfrage gegenüber dem KVM nachweisen, nicht aber seine Beschaffungskosten. Wenn der Wettbewerb auf dem Endkunden-Markt hinreichend intensiv ist, werden die Stromlieferanten die gesunkenen Beschaffungskosten an die Endkunden weitergeben. Abbildung 6.5 zeigt ein vereinfachtes Schema der Zahlungsströme. In Anhang E7 findet sich ein detaillierteres Schema. ABBILDUNG 6.5: ZAHLUNGSSTRÖME Quelle: EWI 61 Auch hier fungiert der KVM als Verrechnungsstelle. 63

70 Kapazitätsmechanismen Erneuerbare Energien Genau wie DSM-Maßnahmen können prinzipiell auch erneuerbare Energien zur Versorgungssicherheit beitragen, allerdings derzeit zu einem deutlich geringeren Grad. Grundsätzlich können erneuerbare Energien daher gemäß dem Anteil ihrer Erzeugungsleistung teilnehmen, der ihnen durch den KVM im Rahmen der Präqualifikation zugewiesen wurde. Alternativ kann der aus dem Gesamtportfolio an erneuerbaren Energien entstehende Beitrag zur Versorgungssicherheit pauschal von der Spitzenlast bei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs durch den KVM abgezogen werden. Für diesen zweiten Weg sprechen die Einfachheit des Verfahrens sowie die Möglichkeit, alle Portfolio-Effekte zwischen den erneuerbaren Energien auf aggregierter Ebene zu nutzen Implikationen für Terminmärkte Die Verfügbarkeitsoptionen sind, genau wie die Produkte des Terminmarktes, Derivate auf Strom. Sie sichern die Nachfrage ab gegen Spotmarktpreise oberhalb des Ausübungspreises. Alle bisherigen Termingeschäfte können wie bisher ergänzend durchgeführt werden. Es ist beispielsweise immer noch möglich, dass Stromerzeuger und Stromlieferant OTC (Over the Counter)-Verträge zu beliebigen Konditionen abschließen. Die Funktionalität des Terminmarktes zur Absicherung von Preisrisiken wird nicht eingeschränkt. Details finden sich in Anhang E10. Beispiel 4: Ein Stromerzeuger besitzt ein Gaskraftwerk mit einer Leistung von 500 MW. Er hat die gesamte Leistung über einen Langfrist-Vertrag (Forward-Vertrag) an einen Stromlieferanten zu einem Preis von 50 /MWh verkauft. Der Spotmarktpreis bei Fälligkeit des Forwards beträgt 350 /MWh. Im heutigen Marktdesign ohne Verfügbarkeitsoptionen führt der Forward-Kontrakt zu einer Zahlung vom Stromerzeuger an den Stromlieferanten in Höhe von (Spotmarktpreis Forwardpreis) x Erzeugungsmenge = (350 /MWh 50 /MWh) 500MWh = Der Ausübungspreis der Verfügbarkeitsoptionen betrage 300 /MWh. Dann besteht für den Stromerzeuger kein Anreiz mehr, einen Forward-Vertrag wie oben beschrieben abzuschließen, denn das würde bedeuteten, dass er die Differenz Spotmarktpreis- Ausübungspreis zweimal zahlen müsste: Einmal aufgrund des Forwards und noch 62 Der Forward-Kontrakt wird hier als rein finanzieller Kontrakt aufgefasst, was keine Einschränkung darstellt: Es wird angenommen, dass der Stromerzeuger seinen Strom am Spotmarkt verkauft und der Stromlieferant seinen Strom am Spotmarkt einkauft. Die resultierende Zahlung aus dem Forward-Kontrakt stellt dann genau sicher, dass der Stromerzeuger seinen Strom für 50 /MWh verkauft und dass der Stromlieferant seinen Strom zu diesem Preis bezieht. 64

71 Kapazitätsmechanismen einmal aufgrund der Verfügbarkeitsoptionen. Gleichzeitig würde das bedeuteten, dass der Stromlieferant sowohl über den Forward als auch mit den Verfügbarkeitsoptionen gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises abgesichert wäre. Aus diesem Grund wird sich marktgetrieben der Forward-Vertrag so ändern, dass die Zahlung der Differenz Spotmarktpreis-Ausübungspreis nicht Teil des Kontraktes ist. Ein Forward würde zukünftig nur Preise zwischen dem Ausübungspreis des Forwards (hier: 50 /MWh) und des Ausübungspreises der Verfügbarkeitsoption (hier: 300 /MWh) absichern. Wenn der Spotmarktpreis den Ausübungspreis übersteigt und wie oben 350 /MWh beträgt, dann leistet der Stromerzeuger an den Stromlieferanten eine Zahlung in Höhe von (Ausübungspreis Forwardpreis) x Erzeugungsmenge = (300 /MWh 50 /MWh) 500 MWh = Aus der Verfügbarkeitsoption muss der Erzeuger 500 MWh x 50 /MWh = an den KVM zahlen. Der Stromlieferant erhält vom KVM genau diesen Betrag. 63 Falls der Spotmarktpreis niedriger ist als der Ausübungspreis, ändert sich an den Zahlungen gegenüber einem Markt ohne Verfügbarkeitsoptionen nichts Implikationen für Regelenergiemärkte Das Bietverhalten der Stromerzeuger auf den Regelenergiemärkten wird heute im Wesentlichen durch die erwarteten Spotmarktpreise determiniert: Die erwarteten Spotmarktpreise bestimmen beispielsweise die entgangenen Erlöse, wenn ein Stromerzeuger positive Leistung vorhält und deshalb geringere Strommengen am Spotmarkt absetzen kann. Auch nach Einführung von Verfügbarkeitsoptionen ist der Spotmarktpreis maßgeblich für die Kalkulation von Geboten auf den Regelenergiemärkten. Insbesondere ist das Gebotskalkül unabhängig vom Ausübungspreis: Jeder Stromerzeuger versucht, seine kurzfristigen Deckungsbeiträge unter Einbeziehung von Spot- und Regelenergiemärkten zu maximieren. Den fälligen Barausgleich aus den Verfügbarkeitsoptionen kann er ohnehin nicht beeinflussen Hier wird implizit angenommen, dass der Stromerzeuger in der betrachteten Stunde eine Verpflichtung aus Verfügbarkeitsoptionen hat, die genau der Menge entspricht, die er über den Forward verkauft hat. Dieser Spezialfall wird hier zur Vereinfachung des Beispiels betrachtet, eine allgemeine Darstellung findet sich in Anhang E10. In Anhang E11 findet sich ein Zahlenbeispiel. 65

72 Kapazitätsmechanismen Behandlung von Bestandsanlagen Besonders für die Übergangsphase von heutigem Marktdesign zu einem Strommarkt mit Kapazitätsmarkt muss festgelegt werden, wie mit Bestandsanlagen verfahren wird. Konkret stellt sich die Frage, ob Bestandsanlagen an der Auktion teilnehmen sollten, und wenn ja, ob Sonderregeln gelten sollten. Bestandsanlagen sollten am Kapazitätsmarkt teilnehmen Wir befürworten aus folgenden Gründen eine Teilnahme von Bestandsanlagen: Nur wenn Bestandsanlagen mit anbieten, kann der Gesamtbedarf an Kapazität in einem Versorgungssicherheitsmarkt mit dem Angebot in Deckung gebracht werden. Bestandsanlagen leisten bezüglich des auf diesem Markt gehandelten Gutes genau das Gleiche wie neue Anlagen. Wenn Bestandsanlagen nicht teilnehmen, bestehen Anreize, diese frühzeitig stillzulegen und durch neue Anlagen zu ersetzen, um so für die neuen Anlagen Kapazitätszahlungen zu erhalten. Wenn Bestandsanlagen keine Vergütung erhalten, kommt es zu Verzögerungen beim Neubau von Kraftwerken, bis der Kapazitätsmechanismus in Kraft ist. Auswirkungen auf Erlöse von Bestandsanlagen Besonderes Augenmerk sollte auf solche Bestandsanlagen gelegt werden, die vor der Implementierung der Versorgungssicherheitsverträge errichtet wurden. Diese Bestandsanlagen nennen wir im Folgenden Altanlagen. Wenn Altanlagen am Kapazitätsmarkt teilnehmen, sinken aufgrund der Verfügbarkeitsoptionen die Deckungsbeiträge, die auf dem Spotmarkt erzielt werden können. Im Gegenzug erhalten auch Altanlagen Kapazitätszahlungen. Die Summe aus beiden Effekten ist unklar: Es kann zu Verlusten für Altanlagen kommen (zum Beispiel bei einem Auktionspreis von null) oder zu zusätzlichen Einnahmen (bei einem entsprechend hohen Auktionspreis). Es kann also zu Verteilungseffekten zugunsten der Stromerzeuger oder zugunsten der Endkunden kommen. Bei solchen Bestandsanlagen, die nicht Altanlagen sind, besteht dieses Problem im viel geringeren Ausmaße, weil für diese Kraftwerke für das Errichtungsjahr ein wettbewerbliches und kostendeckendes Gebot in der Kapazitätsauktion abgegeben wurde. Weil Bestandsanlagen bei einer hohen Kapazitätszahlung zusätzliche Einnahmen erzielen können, besteht ein starker Anreiz, Marktmacht in der Kapazitätsauktion auszuüben. Dieser 66

73 Kapazitätsmechanismen kann abgeschwächt werden, indem ein Maximalpreis festgelegt wird, der die Kapazitätszahlungen an Bestandsanlagen beschränkt. Ein Maximalpreis kann dabei die Effizienz des Marktergebnisses beeinträchtigen: Ein geringer Maximalpreis schafft Anreize, Bestandsanlagen früh stillzulegen und in neue Anlagen zu investieren. Ein Maximalpreis kann gegebenenfalls unerwünschte Verteilungswirkungen zugunsten von Altanlagen mindern. Andererseits sollte vermieden werden, dass Bestandsanlagen durch die verpflichtende Teilnahme am Kapazitätsmarkt Verluste erfahren. 65 Dies könnte geschehen, wenn zum Beispiel Altanlagen ausreichen, um die benötigte Kapazität zu decken. Da sie zum Preis von null bieten müssen, wären die Kapazitätszahlungen null. Den Verlusten aus der Beschneidung der Spotmarkterlöse am Ausübungspreis stünden dann keine Einnahmen gegenüber. Um dies zu verhindern, kann (neben dem Maximalpreis) auch ein Mindestpreis in der Auktion vorgesehen werden Regionalisierung Kapazitätsmärkte sind nicht dafür geeignet, regionale Engpässe aufzulösen. Gleichwohl kann der hier vorgestellte Kapazitätsmarkt prinzipiell auch regionalisiert werden. Dazu muss zunächst ein regionaler Kapazitätsbedarf ermittelt werden. Dann wird der Gesamtbedarf über eine Auktion ersteigert, wobei sich zusätzliche Nebenbedingungen aus dem regionalen Kapazitätsbedarf ergeben. Dies kann zu unterschiedlichen Kapazitätszahlungen in den verschiedenen Regionen führen: Dazu kommt es, wenn in einer gegebenen Auktionsrunde die Nachfrage einer Region gerade gedeckt ist, aber das Gesamtangebot die Gesamtnachfrage noch übersteigt. Für die betroffene Region wird die Kapazitätszahlung dann fixiert, während die Kapazitätszahlung für die übrigen Regionen weiter gesenkt wird, bis Gesamtnachfrage und Gesamtangebot übereinstimmen. Netzausbau ist zu bevorzugen Die Preisdifferenzen zwischen den Regionen sind ein Maß für die Mehrkosten, die aufgrund der innerdeutschen Netzengpässe entstehen. Neben diesen Mehrkosten hat eine regionale Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes den Nachteil, dass die Marktkonzentration in einigen Regionen zunehmen kann, wodurch die Ausübung von Marktmacht begünstigt wird. Insofern ist der Netzausbau einem regionalisierten Kapazitätsmarkt vorzuziehen. In jedem Fall müssen Netzausbau und die Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes koordiniert werden. Details zur Regionalisierung finden sich in Anhang E Große Nachfrager können ein Interesse haben, die Nachfrage im Kapazitätsmarkt zu reduzieren (bspw. durch das Angebot hoher DSM Maßnahmen), um damit die Kapazitätszahlungen zu senken. Diesem Problem kann begegnet werden, indem eine minimale Kapazitätszahlung für Bestandsanlagen festgelegt wird. 67

74 Kapazitätsmechanismen Europäische Koordination Der Kapazitätsmarkt soll gewährleisten, dass physische Kapazität errichtet wird, und dass diese in Knappheitssituationen auch tatsächlich Strom erzeugt. Beide Aspekte bleiben auch in einem europäischen Binnenmarkt erhalten. Insbesondere verändern sich die Mechanismen des grenzüberschreitenden Handels nicht, und umgekehrt stört grenzüberschreitender Handel nicht das Wirken des Kapazitätsmechanismus. Für die Versorgungssituation in Deutschland sind grenzüberschreitende Handelsströme unerheblich, weil jedes Kraftwerk in Deutschland in das inländische Netz einspeist, unabhängig davon, ob es den Strom in Deutschland oder ins Ausland verkauft hat. Die Etablierung eines Kapazitätsmechanismus ist also kompatibel mit einem europäischen Binnenmarkt. Es ist daher nicht zwingend erforderlich, dass die Kapazitätsmechanismen zwischen den einzelnen Ländern koordiniert werden. Die Kapazitätsmechanismen müssen auch keine besonderen Regeln für grenzüberschreitenden Handel vorsehen. Hat Land A eine Strategische Reserve gewählt und Nachbarland B das Modell der Versorgungssicherheitsverträge, und stellt sich in beiden Ländern zur gleichen Zeit eine Knappheitssituation ein, so steht insgesamt genügend Kapazität zur Verfügung (wenn beide Länder ausreichend Kapazität beschafft haben). Jedes Kraftwerk in Land A und in Land B erzeugt Strom und speist in das jeweilige nationale Netz ein. Ob in der Knappheitssituation Strom zwischen den beiden Ländern fließt, bestimmen die Gesetze der Physik, nicht die Handelsströme. Würde der physikalische Fluss implizieren, dass Strom von Land A nach Land B fließt (beispielsweise weil Land B zu wenig Kapazität beschafft hat), so dass in A nicht mehr genügend Strom vorhanden ist und es in A zu Versorgungsausfällen käme, so träte dies auch ein, wenn alle Kraftwerke in Land A Strom nur inländisch verkauft hätten. Dass Kapazitätsmechanismen nicht überregional koordiniert werden müssen, legt auch das Beispiel der USA nahe, wo verschiedene Mechanismen in verschiedenen Regionen genutzt werden. Auch wenn eine Abstimmung der Mechanismen nicht unbedingt notwendig ist, so ist eine Koordination jedoch sinnvoll, wenn es darum geht, den Kapazitätsbedarf zu bestimmen. Aufgrund von Ausgleichseffekten kann dann die benötigte Kapazität je Land sinken: Zum einen sind die Netzlasten der europäischen Länder zwar stark, aber nicht perfekt korreliert, so dass es unwahrscheinlich ist, dass die jährliche Spitzenlast in allen Ländern gleichzeitig auftritt. Zum anderen steigt bei einer gleichzeitigen Betrachtung des gesamten europäischen Raumes der Leistungskredit für Wind. Zudem kann so ein Trittbrettfahrerverhalten vermieden werden, bei dem einzelne Länder von den Kapazitätsmechanismen der umliegenden Länder profitieren. 68

75 Kapazitätsmechanismen Bewertung Der Kapazitätsmarkt entkoppelt die Investitionen vom Gütermarkt, ohne die Gütermärkte in ihrer kurzfristigen Funktionsweise zu verändern. Der Dispatch am Strommarkt, das heißt die kurzfristige Allokation von Erzeugungskapazität, erfolgt dadurch effizient. Allerdings ergeben sich die Investitionsentscheidungen nicht mehr aus der Struktur der Gütermärkte. Durch diese Entkopplung ist kein natürlicher Übergang in einen Energy-Only Markt möglich. In einem Markt mit einem immer größeren Anteil an erneuerbaren Energien scheint diese Option aber immer weniger relevant zu werden. Ein weiterer Nachteil des hier vorgestellten Kapazitätsmarktes ist seine relativ komplexe Implementierung und die in der Folge relativ aufwändige Durchführung: Neben der Festlegung der gesamten Menge und des Ausübungspreis muss der KVM einzelnen Technologien gemäß ihrem Beitrag zur Versorgungssicherheit Leistungskredite zuweisen. Der Mechanismus der Versorgungssicherheitsverträge bietet folgende Vorteile: Der Spotmarkt wird nicht beschränkt, die kurzfristige Allokation der Erzeugung ist effizient und funktioniert gemäß den Preissignalen im Markt. Die Stromerzeuger haben insbesondere in Knappheitssituationen die richtigen Anreize, Strom anzubieten. Die Stromlieferanten, die sich mit den Kapazitätszahlungen Versorgungssicherheit kaufen, sind durch die Verfügbarkeitsoptionen gegen Preisspitzen abgesichert. Sie zahlen nicht mehr als den Ausübungspreis. Da die Stromerzeuger die Verfügbarkeitsoptionen zeichnen, haben sie einen stark reduzierten Anreiz, den Spotmarktpreis künstlich hochzutreiben. Damit wird die in Knappheitssituationen unvermeidbare Marktmacht beschränkt. Die Einnahmen der Stromerzeuger aus dem Gütermarkt und die Beschaffungskosten der Stromlieferanten sind geringeren Schwankungen unterworfen. Dadurch reduziert sich bei Stromerzeugern und bei Stromlieferanten das Preisrisiko. 69

76 Zusammenfassung und Empfehlungen 7 ZUSAMMENFASSUNG UND EMPFEHLUNGEN Im vorliegenden Gutachten wurde zunächst aufgezeigt, wie ein national zu sicherndes hohes Niveau an Versorgungssicherheit kostenminimal zu gewährleisten ist. Dies erfordert umfangreiche Back-up Kapazitäten, die für den Fall des Zusammentreffens von hoher Last und geringer Einspeisung aus erneuerbaren Energien (EE) vorgehalten werden. Nach gegenwärtigem Wissenstand sind dies Gasturbinen. Die Modellrechnungen weisen daher eine hohen Umfang an Gasturbinen auf (16 GW installierte Leistung im Jahr 2020 und 39 GW im Jahr 2030). Solch umfangreiche Back-up Kapazitäten können sich nicht am Strommarkt finanzieren, weil sie wenige Betriebsstunden aufweisen und in denen außerdem zumeist noch umfangreiche freie Kapazitäten vorhanden sind. Eine Möglichkeit, einerseits den Bedarf an Gasturbinen zu reduzieren und gleichzeitig Knappheitspreise wahrscheinlicher zu machen, besteht darin, die Nachfrage durch umfassende Demand Side Management Maßnahmen (DSM) zu flexibilisieren. Obgleich DSM sinnvoll ist und von zunehmender Bedeutung sein wird, legt die Analyse des technisch realisierbaren Potenzials nahe, dass die erwünschte Wirkung von DSM nicht ausreicht, um das Finanzierungsproblem der Back-up Kapazitäten sicher zu lösen. Das liegt zum einen daran, dass das DSM-Potenzial nicht groß genug ist, um hinreichend viele Gasturbinen als Back-up Technologie überflüssig zu machen; zum anderen werden viele DSM- Maßnahmen aufgrund ihrer niedrigen variablen Kosten nicht zu Knappheitspreisen führen. Aus diesem Grunde wurden zwei Kapazitätsmechanismen detaillierter analysiert: Strategische Reserve (SR) und Versorgungssicherheitsverträge (VV). Für beide ist der Ausgangspunkt, dass ein gewünschtes Niveau an Versorgungssicherheit (politisch) vorgegeben wird, und im Rahmen des jeweiligen Mechanismus möglichst kostengünstig und in marktkonformer Weise erreicht werden soll. Der erste Mechanismus hat zum Ziel, ausreichende Erzeugungskapazität sicherzustellen. Der zweite setzt unmittelbar an dem Ziel an, einen Markt für Versorgungssicherheit zu schaffen. Die SR ermöglicht grundsätzlich eine Lösung, die einer Energy-Only Marktlösung nahe kommt, in dem sie durch einen hohen Auslösungspreis einen großen Gütermarkt schafft, in dem sich Kapazitäten nur durch Erlöse auf den Strommärkten finanzieren. Erst wenn auf dem Gütermarkt der Strompreis den Auslösungspreis übersteigt, wird die SR aktiviert. Die SR finanziert sich durch Zahlungen aus einer langfristigen Beschaffungsauktion, die auf die Stromkunden umgelegt werden. Für dieses Konzept ist essentiell, dass der Auslösungspreis dauerhaft hoch bleibt. 70

77 Zusammenfassung und Empfehlungen Versorgungssicherheitsverträge schaffen einen Markt für Versorgungssicherheit, auf dem der Bedarf an sicherer Leistung in einer Auktion von Anbietern sicherer Leistung (Bestandsanlagen und Neuanlagen sowie DSM) bereitgestellt und vergütet wird. Für die Anbieter von Versorgungssicherheit ergeben sich aus der Auktion sichere Einnahmen zur Finanzierung ihrer Investition. In die Preisbildung am Spotmarkt wird nicht eingegriffen, die Anreize zu kurzfristig optimalem Kraftwerkseinsatz bleiben erhalten. Gleichzeitig werden die Nachfrager durch sogenannte Verfügbarkeitsoptionen gegen Preisspitzen abgesichert. Die Verfügbarkeitsoptionen stellen auch sicher, dass Stromanbieter keinen, oder nur noch einen geringen, Anreiz haben, Marktmacht auszuüben. Daraus ergibt sich folgendes Fazit: 1. Die hier vorgelegten Analysen legen nahe, dass ein Energy-Only Markt zunehmend vor große Herausforderungen gestellt wird. Mit der Einführung eines Kapazitätsmechanismus könnte diesen Herausforderungen begegnet werden, im Besonderen um das in dieser Studie unterstellte Niveau an Versorgungssicherheit zu gewährleisten. 2. Um das vorgegebene Niveau an Versorgungssicherheit effizient und in marktkonformer Weise zu garantieren, ist das im Gutachten skizzierte Modell der Versorgungssicherheitsverträge gut geeignet. Es stellt ein wettbewerbliches Instrument dar, weil Kapazitäten im Bietwettbewerb erworben werden und der Spotmarkt weitgehend unbeeinflusst bleibt. Gleichzeitig reduziert es die Anreize, in Knappheitssituationen Marktmacht auszuüben. 3. Von der Einrichtung einer Strategischen Reserve ist abzuraten. Eine Strategische Reserve führt zu Ineffizienzen im Dispatch. Die Entscheidungsträger können sich dadurch genötigt sehen, die Reserve häufiger als im Mechanismus ursprünglich vorgesehen einzusetzen. Dies würde die Investitionsanreize außerhalb der Strategischen Reserve reduzieren. 4. Das Modell der Versorgungssicherheitsverträge ist grundsätzlich kompatibel mit dem deutschen und dem europäischen Strommarktdesign. 5. Wird ein Kapazitätsmechanismus eingeführt, so sollte er so implementiert werden, dass er Anreize schafft, zusätzliche Kapazitäten zu Beginn der 2020er Jahre verfügbar zu haben. Die Detaillierung und die Implementierung sollten hierfür rechtzeitig erfolgen. 71

78 Abbildungsverzeichnis ABBILDUNGSVERZEICHNIS Abbildung 2.1: Herausforderungen in liberalisierten Strommärkten... 7 Abbildung 3.1: Im Modell DIMENSION abgebildete Regionen...16 Abbildung 3.2: Nettoleistung der konventionellen Kraftwerke nach Technologie...18 Abbildung 3.3: Nettostromerzeugung nach Primärenergieträger...19 Abbildung 3.4: Volllaststunden der konventionellen Kraftwerke nach Kraftwerkstyp...20 Abbildung 3.5: Auslastung der Gasturbinen im Jahr Abbildung 4.1: Marktsituation bei vorgegebener Erzeugungskapazität ohne DSM...33 Abbildung 4.2: Marktsituation bei vorgegebener Erzeugungskapazität mit Preissetzendem DSM...34 Abbildung 4.3: Zusammenhang zwischen DSM-Potenzial und erforderlichen Knappheitspreisen im Jahr Abbildung 4.4: Zusammenhang zwischen DSM-Potenzial und erforderlichen Knappheitspreisen im Jahr Abbildung 4.5: Technisches Last-ReduktionspotenziaL in einzelnen Stunden, simuliert für Mi Abbildung 4.6: Lastverschiebungspotenzial Industrie, simuliert für ,18.00 Uhr ,17.00 Uhr 39 Abbildung 4.7: LastAbwurfpotenzial Industrie vom ,18.00 Uhr , Uhr...40 Abbildung 4.8: Lastverschiebungspotenzial am Mi Uhr Uhr...40 Abbildung 6.1: Kapazitätsmechanismen in Europa...47 Abbildung 6.2: Einsatz von Strategischer Reserve...48 Abbildung 6.3: Wahl des Auslösungspreises...49 Abbildung 6.4: Ex-post Ineffizienz...52 Abbildung 6.5: Zahlungsströme

79 Tabellenverzeichnis TABELLENVERZEICHNIS Tabelle 3-1: Minimale Deckungsbeiträge in 2020 und 2030 in /kw (gerundet)...24 Tabelle 3-2: Über die Lebensdauer summierte und diskontierte Deckungsbeiträge und investitionskosten in /kw...25 Tabelle 4-1: DSM-Prozesse

80 Literaturverzeichnis LITERATURVERZEICHNIS AG Energiebilanzen (2011): Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2010 nach Energieträgern. Abgerufen auf der Homepage der AGEB am : BET (2011): Kapazitätsmarkt Rahmenbedingungen, Notwendigkeit und Eckpunkte einer Ausgestaltung, Studie im Auftrag des Bundesverbands Neuer Energieanbieter (bne), Aachen. Bocconi IEFE/FORMAET (2011): Capacity Markets: Relevant for Europe an appropriate for Germany? Studie. Bundesnetzagentur (2011): Bericht zu den Auswirkungen des Kernkraftausstiegs auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit zugleich Bericht zur Notwendigkeit eines Reservekernkraftwerks im Sinne der Neuregelungen des Atomgesetzes. Bruegel (2011): Will National Capacity Mechanisms Kill the Single Electricity Market? Energy and Climate Exchange Event, Bruegel, October 25 th, Abgerufen auf der Homepage von Bruegel am : Consentec/EWI/IAEW (2010): Analyse und Bewertung der Versorgungssicherheit in der Elektrizitätsversorgung, Untersuchung im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, Aachen/Köln, 38/09. Consentec (2012): Versorgungssicherheit effizient gestalten Erforderlichkeit, mögliche Ausgestaltung und Bewertung von Kapazitätsmechanismen in Deutschland, Untersuchung im Auftrag der EnBW AG, Aachen/ Karlsruhe. Crampes, C., Fabra, N. (2004): The Spanish Electricity Industry: Plus ca change, Cambridge Working Papers in Economics, Cambridge. Cramton, P. (2006): New England s Forward Capacity Auction, University of Maryland. Abgerufen auf der Homepage der University of Maryland am : 74

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88 Anhang A Annahmen für die Simulation ANHANG A ANNAHMEN FÜR DIE SIMULATION A1 Die Modellierung mittels des Simulationsmodells DIMENSION Der Simulationsprozess in diesem Projekt ist zweistufig: Im ersten Schritt werden die Investitionen in Erzeugungskapazitäten bis 2030 simuliert. 66 Dabei werden für die Stichjahre 2015, 2020, 2025 und 2030 neu errichtete und stillgelegte Kapazitäten ermittelt. In jedem der betrachteten Jahre wird dabei der Dispatch der Kraftwerke auf Basis von 16 Typtagen nachgebildet. 67 Diese 16 Typtage bilden die typischen Charakteristika der Stromnachfrage und den Einfluss der vorrangigen Einspeisung von Wind und Photovoltaik (PV) auf die noch von konventionellen Kraftwerken zu deckende Stromnachfrage ab. Das Modell deckt die (als gegeben und damit vollständig preisunelastisch angenommene) Stromnachfrage kostenminimal und kann dabei in neue Erzeugungskapazitäten investieren oder Altanlagen stilllegen. Welche Technologien gewählt werden, hängt vor allem von den Volllaststunden ab, die eine zusätzliche Erzeugungseinheit in wirtschaftlichem Betrieb realisieren kann: Eine geringe Anzahl Volllaststunden führt zu Investitionen in weniger kapitalintensive Kraftwerke (z.b. Gaskraftwerke), während eine hohe Auslastung zu Investitionen in kapitalintensivere Kraftwerke mit geringeren variablen Kosten führt. Die ökonomischen und technischen Charakteristika der Kraftwerke und Speicher, wie An- und Abfahrgeschwindigkeiten oder Wirkungsgrade, werden detailliert modelliert. Dadurch ist es möglich, den Dispatch der Kraftwerke und damit deren Volllaststunden nachzubilden. KWK-Anlagen werden im Modell aggregiert berücksichtigt. Alle KWK-Anlagen eines Brennstoffs werden dabei zu einer Kraftwerksklasse zusammengefasst. Da bei diesen Simulationen Wärmenachfrage hinterlegt ist, gehen die Vorteile der Kuppelproduktion von KWK-Anlagen zunächst verloren. Aufgrund des im Vergleich zu reinen Stromerzeugern niedrigen Stromwirkungsgrades sind die variablen Kosten der KWK-Anlagen deshalb vergleichsweise hoch. Dieses wurde über einen Wärmebonus kompensiert: Über die Stromkennzahl der KWK- Anlagen wird die Wärmeauskopplung je erzeugter Einheit Strom berechnet. Die Erzeugungskosten der KWK-Anlagen werden dann verringert um die Kosten, die bei einer alternativen Bereitstellung der auskoppelbaren Wärme durch einen Heizkessel auf Erdgasbasis angefallen wären. Dadurch wird die korrekte Position der KWK-Anlagen in der Merit Order approximiert. Da in dem vorliegenden Gutachten der Strommarkt im Fokus steht, wird im Folgenden nicht mehr explizit zwischen KWK-Anlagen und konventionellen Kraftwerken differenziert Um Endperioden-Effekte zu vermeiden, rechnet das Modell bis Ausgewiesen werden nur Ergebnisse bis Aufgrund von Beschränkungen in der Rechenleistung ist es an dieser Stelle noch nicht möglich, den Dispatch für 365 Tage zu berechnen. 82

89 Anhang A Annahmen für die Simulation Das Modell ist mit einer Datenbank gekoppelt, in der existierende und geplante Kraftwerke sowie Grenzkuppelkapazitäten in der EU-27, Norwegen und der Schweiz gespeichert sind. 68 Kraftwerke ähnlichen Alters und derselben Technologie werden bei der Übergabe der Daten an das Modell zu einer Kraftwerksklasse aggregiert. Im zweiten Schritt werden die Kapazitäten der Stichjahre 2020 und 2030 fixiert. Im Anschluss wird für diese Stichjahre ein stündlich aufgelöster Dispatch simuliert. Anstelle von Typtagen werden jetzt stündliche Lastprofile sowie die stündlichen Einspeiseprofile der erneuerbaren Energien basierend auf realen Wind- und Sonneneinstrahlungsdaten für alle Regionen hinterlegt. 69 Als Basis dienen die Daten des Jahres 2008, das als normales Windjahr gelten kann. Die wichtigsten Ergebnisse dieser zweistufigen Simulation sind: Der Zu- und Rückbau von Erzeugungskapazitäten bis 2030, Grenzkosten der Stromerzeugung für die Jahre 2020 und 2030 in stündlicher Auflösung, produzierte Mengen der einzelnen Technologien für die Jahre 2020 und 2030 in stündlicher Auflösung. Einen Überblick über die Funktionsweise des DIMENSION-Modells zeigt Abbildung A.1. In der vorliegenden Studie werden für 15 im Modell detailliert abgebildete europäische Länder der Kraftwerkseinsatz und die Investitionen in neue Kraftwerke simuliert. A2 Abbildung der Versorgungssicherheit im Modell Dem Modell wird eine Mindestmenge an Erzeugungskapazität vorgegeben, die in den jeweiligen Stichjahren vorhanden sein muss. Diese Mindestmenge hängt von der Struktur und dem Niveau der Stromnachfrage in den jeweiligen Stichjahren ab und wurde analog der Studie Analyse und Bewertung der Versorgungssicherheit in der Elektrizitätsversorgung bis 2030 (Consentec/EWI/IAEW, 2010) Eine technische Darstellung des Investitionsmodells findet sich in Richter (2011a), eine Anwendung des Modells in EWI (2011). Die Daten stammen von ENTSO-E bzw. EUROWIND und sind gleichzeitig die Datengrundlage für die zuvor verwendeten Typtage, um die Konsistenz zwischen beiden Simulationsschritten sicherzustellen. Die Funktionsweise des hochaufgelösten Dispatch-Modells entspricht der Funktionalität des DIANA-Modells, das in früheren EWI-Studien eingesetzt wurde (z.b. in der dena-netzstudie II). 83

90 Anhang A Annahmen für die Simulation ABBILDUNG A.1: FUNKTIONSWEISE DES MODELLS DIMENSION Quelle: EWI Um Versorgungssicherheit zu garantieren, soll in Deutschland die Stromnachfrage zu jedem Zeitpunkt mit hinreichender Sicherheit gedeckt werden. Konkret bedeutet dies, dass zur Stunde der Jahreshöchstlast die Stromnachfrage mit einer Wahrscheinlichkeit von 99% durch inländische Kraftwerkskapazität gedeckt werden soll. 70 Die installierten Kapazitäten von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien werden in dieser Rechnung nur mit einem geringen Anteil berücksichtigt. Der Anteil der installierten Windleistung, der als gesichert gilt, beträgt rund 5%. 71 Zunächst wird die maximale jährlich zu deckende Last ermittelt. Als Grundlage dient die jährliche Bruttostromnachfrage des Jahres 2010 abzüglich Pumpstrom und abzüglich Kraftwerkseigenverbrauch. Diese entspricht 558 TWh. 72 Sie wird mit der auf Eins normierten Laststruktur, die von ENTSO-E ausgewiesen wird, multipliziert. Es wird dabei folglich unterstellt, dass die jährliche Spitzenlast proportional mit der jährlich nachgefragten Strommenge steigt. Es resultiert so eine Spitzenlast im Jahr 2010 in Höhe von 89 GW (Siehe Infobox für Details) Vgl. Consentec/EWI/IAEW (2010) S. 36. Vgl. ebenda, S. 36. Diese Zahl wurde auf Basis der Bruttostromnachfrage 2010, die der BDEW ausweist, berechnet. 84

91 Anhang A Annahmen für die Simulation Hintergrund: Jahreshöchstlast Im Modell DIMENSION ist eine stündliche Nachfrage nach Megawattstunden hinterlegt ("Modellnachfrage"). Diese Nachfrage errechnet sich im Modell für das Jahr 2010 aus dem Produkt von zwei Größen: Der jährlich nachgefragten Strommenge in Deutschland 2010 [MWh] (Bruttostromnachfrage-Kraftwerkseigenverbrauch-Pumpstrom) und einem stündlichen Lastprofil [dimensionslos]. Das stündlich Lastprofil beruht auf den stündlichen Daten über die Netzlast aus dem Jahr Dieses Lastprofil wurde auf Eins normiert, so dass man einen Vektor mit 8760 Einträgen, deren Summe Eins ergibt, erhält. So ist sichergestellt, dass die Summe der Modellnachfrage aller 8760 Stunden gerade die jährlich nachgefragte Strommenge ergibt. Der Maximalwert der so definierten Modellnachfrage beträgt 89 GW. Diese Spitzenlast ist nur bedingt mit der von der ENTSO-E ausgewiesenen Spitzenlast vergleichbar: Der wichtigste Aspekt ist dabei, dass die von der ENTSO-E ausgewiesene Netzlast im Gegensatz zum Modell DIMENSION nur rund 91% des Strombedarfs in Deutschland erfasst; ein Teil des Bahnstroms und des Eigenbedarfs von Industrieanlagen wird nicht berücksichtigt. Skaliert man die von ENTSO-E ausgewiesene Spitzenlast in Höhe von 79,9 GW entsprechend, indem man sie durch 0,91 teilt, resultieren 87,8 GW. Die verbleibende Abweichung in Höhe von 1,3 GW erklärt sich aus der vereinfachenden Annahme, dass sich die jährliche Spitzenlast proportional zur jährlich nachgefragten Strommenge verhält. (Eine weitere erforderliche Vereinfachung des Modellierungsansatzes ist, dass das Zeitintegral der Netzlast mit der nachgefragten Strommenge identifiziert wird. Diese Annahme führt gemäß ENTSO-E zu Ungenauigkeiten). Dann wird ermittelt, welchen gesicherten Beitrag Stromerzeuger mit einer fluktuierenden Einspeisung zur Deckung der Jahreshöchstlast leisten können ( Leistungskredit ). Weil die Jahreshöchstlast an einem Winterabend nach Einbruch der Dunkelheit erreicht wird, können Photovoltaikanlagen nicht angerechnet werden. Der Leistungskredit von Windkraftanlagen beträgt 5%. Im zweiten Schritt wird die Jahreshöchstlast um die gesicherte Stromerzeugung aus Windkraftanlagen bereinigt. Die verbleibende Nachfrage muss dann durch die inländischen Kraftwerke 73 und Speicher gedeckt werden, die sich weder in einer planmäßigen Revision befinden noch kurzfristig ausgefallen sind. Der Anteil der Kraftwerke, die ausgefallen oder in Revision sind, ist im Modell zeit- und technologieabhängig und liegt zwischen 5 und 13 Prozent. Abbildung A.2 in Anhang A3 zeigt schematisch die oben beschriebene Vorgehensweise zur Ermittlung der benötigten Back-up Kapazität. Sowohl die recht hohe Spitzenlast als auch der niedrige Leistungskredit für Wind und die relativ hohen Nicht-Verfügbarkeiten 74 führen zu einem Begriff von Versorgungssicherheit, der relativ hohe Anforderungen an den Kraftwerkspark stellt und somit vergleichsweise viel Kapazität erfordert. Grundsätzlich ist auch denkbar, dass in Stunden mit hoher Residuallast Strom aus Nachbarländern importiert werden kann. Dies setzt aber voraus, dass die Nachbarländer in diesen Stunden über Kapazitäten verfügen, die nicht zur Deckung der eigenen Residuallast benötigt werden Kraftwerke schließt Biomasse-Anlagen mit ein. Diese sind durchschnittlich 10% und damit höher als die Adequacy Reference Margin von ENTSO-E in Höhe von 8,2%. 85

92 Anhang A Annahmen für die Simulation Es ist davon auszugehen, dass in den Nachbarländern keine Überkapazitäten errichtet werden. Unter der Annahme, dass die Nachbarländer mit derselben Methode wie in der vorliegenden Studie ihren Kapazitätsbedarf ermitteln, folgt dann zunächst: Wenn die jährliche Spitzenlast in Deutschland und in den Nachbarländern zeitgleich stattfindet, und wenn die Windeinspeisung in jedem dieser Länder 5% beträgt, wird keines der Länder exportieren. Dieses Szenario einer simultanen Spitzenlast bei gleichzeitiger europaweiter Windflaute ist die ungünstigste denkbare Konstellation, die praktisch nicht eintreten wird. Aus den Winddaten von EUROWIND für die Jahre geht hervor, dass es in diesem Zeitraum genau eine Stunde gab, in der die Windeinspeisung in Deutschland und in den Nachbarländern kleiner war als 5% der installierten Leistung. Es ist also denkbar, dass ein Teil der benötigten Kapazität zu Spitzenlastzeiten durch Importe bereitgestellt wird. Methodisch kann der anrechenbare Anteil der gesamten Importkapazität ähnlich wie der Leistungskredit von Windkraftanlagen berechnet werden. Grundlage dieser Berechnung wäre die gemeinsame Wahrscheinlichkeitsverteilung der Netzlasten von Deutschland und Nachbarländern sowie die gemeinsame Verteilung der Windeinspeiseganglinien. Zu einem vorgegebenen Sicherheitsniveau kann dann der Leistungskredit berechnet werden. Da diese Berechnung den Rahmen der vorliegenden Studie sprengen würde, können wir die anrechenbare Importleistung nur auf Basis unserer Simulationsergebnisse schätzen. Eine Analyse der 100 Stunden des Jahres 2020 mit der höchsten Residuallast zeigt, dass in diesen Stunden durchschnittliche netto 6,7 GW importiert werden. Im Jahr 2030 werden in diesen Stunden durchschnittliche 4,8 GW importiert. Es ist allerdings davon auszugehen, dass die verwendeten Winddaten seltene Konstellationen mit hoher Last und wenig Wind nicht in ausreichendem Maße enthalten, so dass die genannten Zahlen zu hoch sind, um sie vollständig als durch Importe gesicherter Leistung für Deutschland anrechnen zu können. Der Bedarf der Back-up Gasturbinen sinkt um den Wert der gesicherten Importleistung. Wenn davon ausgegangen wird, dass das preissetzende Kraftwerk im Ausland nicht teurer ist als die Gasturbinen in Deutschland, dann ordnen sich diese Importe links von den Gasturbinen in die Merit Order ein. Es kommt also nicht zu zusätzlichen Knappheitsstunden, in denen die Gasturbinen Deckungsbeiträge erzielen können. Das Finanzierungsproblem bleibt also bezogen auf eine einzelne Gasturbine gleich, es sinkt aber der Bedarf an Gasturbinen. 86

93 Anhang A Annahmen für die Simulation A3 Numerische Annahmen Die jährliche Stromnachfrage in Deutschland hat einen besonders großen Einfluss darauf, in welchem Umfang Neuanlagen errichtet werden. 75 In den Szenarien werden entsprechend unterschiedliche mögliche Entwicklungen der Stromnachfrage analysiert. Während im Szenario A eine konstante Stromnachfrage in Höhe von 558 TWh in der Zeit von unterstellt wird, sinkt die Nachfrage in Szenario B bis 2030 auf 507 TWh gemäß den Raten des Szenarios Ausstieg aus der Studie Energieszenarien 2011, die das EWI im Jahr 2011 für das BMWi durchgeführt hat. In Szenario C steigt die Nachfrage bis 2030 auf 574 TWh gemäß den Wachstumsraten der Studie Versorgungssicherheit. Die Annahmen zu den Brennstoff- und CO2-Preisen entsprechen denen des Szenarios Ausstieg der Energieszenarien Die Kapazitäten der erneuerbaren Energien stammen bis 2020 aus den nationalen Plänen der verschiedenen Staaten (NREAP) und werden dann fortgeschrieben (Abbildung A.3 in Anhang A3). Dies führt im Szenario mit konstanter Nachfrage zu einem Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von 43% im Jahr 2030 (siehe Tabelle B. 1 in Anhang B für die jährlichen Erzeugungsmengen erneuerbarer Energien). 76 Die Kapazitäten der Grenzkuppelstellen entsprechen den von ENTSO-E veröffentlichten Daten für die Net Transfer Capacities (NTC) von Sommer 2010 und Winter 2010/2011. Zubauten werden wie im Ten Year Network Development Plan (TYNDP) von ENTSO-E vorgesehen berücksichtigt. Für den innerdeutschen Netzausbau wird angenommen, dass dieser ausreichend ist, um Engpässe innerhalb Deutschlands zu vermeiden ( Deutschland als Kupferplatte ). Diese Annahme stellt zum einen sicher, dass EE dort zugebaut werden können, wo sie (in Deutschland) das höchste Dargebot haben. Da die EE-Ziele im wesentlichen durch den Zubau von Offshore Wind erreicht werden, bedeutet dies im Besonderen, dass der Netzausbau ausreicht, den norddeutschen Windstrom zu den südlicheren Lastzentren abzutransportieren. Wird dies zur Sicherstellung der EE-Ziele unterstellt, dann bedeutet das, dass die Standorte für die konventionellen Back-up Technologien weitgehend unkritisch sind. Sie können lastnah gebaut werden. Alternativ könnten sie aber auch im Extremfall lastfern konzentriert in Norddeutschland gebaut werden, ohne dass dies einen zusätzlichen Netzausbau erfordern würde. Der Grund ist, dass die Back-up Kapazitäten im Wesentlichen dann einspeisen, wenn es kaum Einspeisung aus Wind gibt, die für den Windstrom aufgebaute Infrastruktur von diesem also gerade nicht ausgelastet wird Hier ist die Bruttostromnachfrage abzüglich Pumpstrom und abzüglich Kraftwerkseigenverbrauch gemeint. Für die Bruttostromnachfrage wurden aktuelle BDEW-Zahlen verwendet. Dies weicht vom Politikziel von 50% EE-Anteil im Jahr 2030 ab, da wir eine konstante, nicht eine sinkende Stromnachfrage unterstellen. 87

94 Anhang A Annahmen für die Simulation Die Annahmen zu den Rohstoffpreisen, dem Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnachfrage ähneln im Jahr 2020 denen des Szenarios A des Netzentwicklungsplanes 2012 (NEP), den die Übertragungsnetzbetreiber momentan entwickeln. Ein merklicher Unterschied besteht beim Gaspreis, der in der vorliegenden Studie geringer ist (EWI: 6,4 /GJ, NEP:8,79 /GJ). Dennoch ist das Szenario A des NEP mit den Szenarien der vorliegenden Studie kaum vergleichbar: Erstens ist das Szenario A des NEP nur bis 2022 konzipiert, zweitens werden dort Annahmen über die Entwicklung konventioneller Erzeugungskapazitäten getroffen. In der vorliegenden Studie werden diese Kapazitäten im Zuge der Optimierung modellendogen ermittelt. In die Zubau-Entscheidung fließen auch Rohstoff- und CO2-Preise des Zeitraums ein, einen Zeitraum, für die im Rahmen des NEP keine Annahmen getroffen wurden. In der vorliegenden Studie steigen die CO2-Preise stark an, zugleich steigt der Gaspreis nur moderat. 77 Das führt zu einem Kostenvorteil von Gas gegenüber Steinkohle, und wie die Modellergebnisse später zeigen, kommt es nicht zu einem Zubau von Steinkohlekraftwerken im Betrachtungszeitraum. Demgegenüber geht der NEP von einer leicht steigenden Steinkohleverstromung aus. 77 Im NEP wird ein im Betrachtungszeitraum konstanter CO2-Preis von 25 /t unterstellt, es wird argumentiert, dass die Dispatch- Reihenfolge der Kraftwerke sich erst ab einer Verdreifachung des CO2-Preises verändern würde. Für die dynamische Analyse der vorliegenden Studie mit endogenen Investitionsentscheidungen ist der CO2-Pfad im Gegensatz zum NEP aber von Relevanz, da die Investitionsentscheidungen wesentlich sensibler vom CO2-Preis abhängen als die Dispatch-Reihenfolge der Kraftwerke. 88

95 Anhang A Annahmen für die Simulation GW Alle Erzeugungskapazitäten Ohne Photovoltaik Ohne 95% der Windkraftleistung Ohne Revisionen/Ausfälle anderer Technologien Photovoltaik Windkraft Andere ABBILDUNG A.2: ERMITTLUNG DER BACK-UP KAPAZITÄT (89 GW ENTSPRICHT DER SPITZENLAST). Die verbleibenden =21 GW in der letzten Kategorie sind Überkapazität im Sinne des Modells. Langfristig erreicht das Modell eine Lösung, in der die Kategorie Ohne Revisionen/Ausfälle anderer Technologien genau 89 GW erreicht. Quelle: EWI TABELLE A. 1: CO2-PREISE IN /T UND BRENNSTOFFPREISE IN /MWH TH Stichjahr Uran Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl CO ,5 1,4 10, ,5 18, ,3 1,4 10,1 23,1 47,6 23, ,3 1,4 10,7 24,5 53,3 32, ,3 2,7 10,9 25,9 58,0 41,3 Quelle: EWI 89

96 Anhang A Annahmen für die Simulation GW Wind Onshore Wind Offshore Photovoltaik Lauf- und Speicherwasser Biomasse ABBILDUNG A.3: KAPAZITÄTEN ERNEUERBARER ENERGIEN JE STICHJAHR Quelle: EWI TWh Wind Onshore Wind Offshore Photovoltaik Lauf- und Speicherwasser Biomasse ABBILDUNG A.4: ERZEUGUNGSMENGEN ERNEUERBARER ENERGIEN JE STICHJAHR Quelle: EWI 90

97 Anhang A Annahmen für die Simulation TABELLE A. 2: ERZEUGUNGSMENGEN ERNEUERBARER ENERGIEN IN DEUTSCHLAND IN TWH Stichjahr Wind Onshore Wind Offshore Photovoltaik ,9 9,2 26, ,4 32,0 32, ,1 43,5 34, ,4 49,2 36,4 Quelle: NREAP bis 2020, danach eigene Annahmen. A4 Methodik zur Abbildung des Regelenergiemarktes Die Erlöse auf dem Regelenergiemarkt waren in den vergangenen Jahren stark schwankend, von relativ hohen Erlösen im Jahr 2008 zu sehr niedrigen im Jahr 2010/2011. Eine Fortschreibung von Regelenergiepreisen ist daher nicht sinnvoll. Vielmehr scheint es sinnvoll, für langfristige Betrachtungen auf mögliche gleichgewichtige Zustände auf dem Regelenergiemarkt abzustellen. 78 Von zentraler Bedeutung ist es zu berücksichtigen, dass Spot- und Regelenergiemarkt interdependent sind. Die Gebote im Regelenergiemarkt hängen vom Spotmarktpreis ab, wobei die Menge an Kapazität, die im Regelenergiemarkt angeboten wird, wiederum den Spotmarktpreis beeinflusst. Im Folgenden wird die Preisinterdependenz erörtert und es wird erklärt, wie diese im Modell berücksichtigt wurde. Für gleichgewichtige wettbewerbliche Leistungsgebote 79 muss Folgendes gelten: Bei Kraftwerken, die zu einer gegebenen Stunde und bei gegebenem Strompreis im Geld sind, muss sichergestellt sein, dass das Kraftwerk über den Leistungspreis dieselben Gewinne erzielt wie bei einer alternativen Vermarktung am Spotmarkt. Denn der Teil der Leistung, der am Regelleistungsmarkt geboten wurde, kann nicht mehr zur Stromproduktion in der betreffenden Stunde eingesetzt werden. Bei den meisten Kraftwerken wurde unterstellt, dass sie positive Leistungsreserve nur erbringen können, wenn sie eine gewisse Mindestmenge Strom produzieren. Bei solchen Kraftwerken ist es denkbar, dass sie mit Verlusten Strom verkaufen, Zur theoretischen Fundierung siehe Richter (2011b). Im gegenwärtigen Marktdesign des Regelenergiemarktes gibt Leistungs- und Arbeitspreise. Arbeit wird bei Abruf vergütet. Bei einem wettbewerblichen Markt entspricht das Arbeitspreisgebot den Grenzkosten der Arbeit. Marginale Anbieter können daher keine Deckungsbeiträge durch den Verkauf von Arbeit erzielen. Aus diesem Grunde vernachlässigen wir die Arbeitskomponente im Folgenden. 91

98 Anhang A Annahmen für die Simulation um Leistung vorhalten zu können die entstandenen Verluste müssen dann über den Leistungspreis verdient werden. Diese Einschränkung gilt nicht für Gasturbinen und Speicher. Bei den Geboten für negative Reserve ist nur die zweite Kostenkomponente relevant, denn einem Kraftwerk, das im Geld ist und produziert, entstehen durch die Vorhaltung negativer Reserve keine zusätzlichen Kosten. Negative Reserve wird benötigt, wenn die Nachfrage unvorhergesehen höher oder die Erzeugung unvorhergesehen geringer ist als geplant. Vor allem der zweite Fall dürfte in einem Stromsystem mit einem hohen EE-Anteil relevant sein und ergibt sich, wenn Sonnen- und Windprognosen eine zu geringe Einspeisung vorhergesagt haben. Für diesen Fall können PV- und Windanlagen negative Reserve zu Kosten von null anbieten. Um negative Reserve anbieten und dadurch Deckungsbeiträge erzielen zu können, ist es notwendig, dass Gasturbinen regelmäßig in Stunden laufen, in denen sie kurzfristige Verluste machen (in denen die Brennstoffkosten den Strompreis übersteigen). Damit dies profitabel sein kann, müssen sie einen strikt positiven Preis für Leistungsvorhaltung verlangen. Damit würden sie von EE-Anlagen, die zum Preis von Null anbieten, vom Markt für negative Reserve verdrängt. Das begründet, warum im vorliegenden Gutachten Deckungsbeiträge aus negativer Reserve für Gasturbinen nicht separat betrachtet werden. Für alle Kraftwerke wurde unterstellt, dass sie 10% ihrer Leistung für positive Reserve einsetzen können. Bei Speichern gelten zusätzliche Nebenbedingungen. 80 Der gebotene Leistungspreis für positive wie für negative Reserve ist also eine Funktion des stündlichen Strompreises und der variablen Erzeugungskosten. Die gebotenen Leistungspreise werden sortiert, um eine exogen vorgegebene Nachfrage nach Leistungsvorhaltung zu befriedigen. Die dafür benötigten Kapazitäten stehen dann nicht mehr zur Verfügung, um Strom (für den Spotmarkt) zu produzieren. Das verändert wiederum den Strompreis. Dieser Wechselwirkung wurde begegnet, indem das Modell DIMENSION und das Modul zur Abbildung des Regelenergiemarktes iterativ gelöst wurden. 81 Der Ablauf ist wie folgt: Das Dispatch-Problem wird mit dem Modell gelöst. Leistungsvorhaltung wird dabei nicht berücksichtigt. Die Grenzkosten der Stromerzeugung werden als Strompreis interpretiert. Diese Grenzkosten werden dem Regelleistungs-Modul übergeben Im Gegensatz zu Kraftwerken können Speicher positive Leistung auf zwei Arten erbringen: Sie können ihre Produktion erhöhen oder ihre Stromeinspeisung reduzieren. Analog können sie negative Leistung durch eine Drosselung der Produktion oder durch eine Erhöhung der Einspeiseleistung erbringen. Solch ein iterativer Ansatz findet sich auch in Just und Weber (2008). 92

99 Anhang A Annahmen für die Simulation Für jeden präqualifizierten Erzeuger wird nach dem oben beschriebenen Kalkül ein Gebot für positive/negative Reserve berechnet. Die vorhaltenden Kraftwerke werden kostenminimal ausgewählt. Die Leistungs-Mengen, die am Regelleistungsmarkt gebunden sind, werden dem Spotmarkt entzogen. Bei negativer Reserve wird sichergestellt, dass die Erzeugung eines Kraftwerks immer mindestens der vorgehaltenen Leistung entspricht. Das Dispatch-Problem wird erneut mit den veränderten Kapazitäten gelöst. Diese Prozedur wird mehrfach wiederholt, bis sich ein Gleichgewicht eingestellt hat und sich die Grenzkosten der Stromerzeugung nicht mehr maßgeblich verändern. 82 Das teuerste Gebot, das noch den Zuschlag für die Leistungsvorhaltung erhalten hat, nennen wir Grenzleistungspreis. Alle Kraftwerke werden im Modell mit diesem Grenzleistungspreis vergütet. 83 Um die Komplexität der Modellrechnungen zu reduzieren, wurde die Nachfrage der heute vorhandenen Produkte Primär-, Sekundär- und Minutenreserve aggregiert. Auf Basis des Bedarfs der letzten Jahre wurde die durchschnittliche Nachfrage für positive Leistungsvorhaltung in Höhe von MW ermittelt. Die durchschnittliche Nachfrage nach negativer Leistung betrug MW. Es wurde unterstellt, dass die Nachfrage nach beiden Produkten trotz zukünftig vermehrter EE-Einspeisung konstant bleibt Eine detaillierte Analyse dieses Gleichgewichts findet sich in Richter (2011b). Das entspricht einer Einheitspreisauktion. Tatsächlich sehen die gegenwärtigen Marktregeln aber eine diskriminierende (pay-as-bid) Auktion vor. Im (theoretischen) Modell führt dies allerdings zum gleichen Ergebnis. Unter der Annahme vollständiger Voraussicht bietet in der pay-as-bid Auktion jeder Bieter eine flache Bietfunktion in Höhe des Grenzleistungspreises. Alternativ könnte die Ergebnisse des Modells so interpretiert werden, als ob die Auktionsregeln am Regelenergiemarkt auf eine Einheitspreisauktion umgestellt würden. Die dena-netzstudie II (S. 404, Tab. 19-8, 99,99% Sicherheitsniveau) kommt zu dem Ergebnis, dass der Bedarf bis 2020 mit 4180 MW (positiv) und 3317 (negativ) sogar darunter liegt. 93

100 Anhang B Ergebnisse der Simulation ANHANG B ERGEBNISSE DER SIMULATION Nettoleistung, Absolutwerte in GW TABELLE B. 1: INSTALLIERTE ERZEUGUNGSKAPAZITÄTEN JE STICHJAHR UND SZENARIO Szenario A: Stromnachfrage Konstant Szenario B: Stromnachfrage Minus Szenario C: Stromnachfrage Plus ) Kernkraft 2) 20,5 12,7 4,3 0,0 0,0 12,7 4,3 0,0 0,0 12,7 4,3 0,0 0,0 Steinkohle 28,0 29,3 26,6 18,7 8,1 29,3 26,6 18,7 8,1 29,3 26,6 18,7 8,1 - CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Braunkohle 21,3 20,5 19,7 16,0 19,0 20,5 19,7 16,3 19,2 20,5 20,6 15,9 18,7 - CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 6,7 0,0 0,0 0,0 6,4 0,0 0,0 0,0 6,5 Erdgas 23,7 23,5 32,7 48,1 55,2 22,6 28,7 40,9 45,8 24,2 33,5 50,6 58,4 - GuD 13,8 20,4 16,9 20,6 16,2 20,4 16,5 15,3 10,8 20,4 16,5 23,9 19,4 - Gasturbine 9,9 9,9 15,8 27,6 39,2 2,2 12,2 25,6 35 3,8 16,9 26,7 39,0 Heizöl 6,1 0,7 0,6 0,4 0,4 0,7 0,6 0,4 0,4 0,7 0,6 0,4 0,4 Pumpspeicher 3) 7,5 7,6 9,0 9,0 9,0 7,6 9,0 9,0 9,0 7,6 9,0 9,0 9,0 andere Brennstoffe 4) 5,2 1,4 1,5 1,8 2,0 1,4 1,5 1,8 2,0 1,4 1,5 1,8 2,0 Erneuerbare Energien 45,4 80,4 92,6 102,1 112,7 80,4 92,6 102,1 112,7 80,4 92,6 102,1 112,7 - Lauf- und Speicherwasser 5,3 5,2 5,2 5,4 5,4 5,2 5,2 5,4 5,4 5,2 5,2 5,4 5,4 - Wind Onshore 25,8 33,6 34,0 35,8 35,8 33,6 34,0 35,8 35,8 33,6 34,0 35,8 35,8 - Wind Offshore 0,0 3,0 9,4 12,0 16,7 3,0 9,4 12,0 16,7 3,0 9,4 12,0 16,7 - Biomasse 4,6 7,7 8,8 9,4 9,7 7,7 8,8 9,4 9,7 7,7 8,8 9,4 9,7 - Photovoltaik 9,8 29,1 33,3 37,5 43,1 29,1 33,3 37,5 43,1 29,1 33,3 37,5 43,1 - Geothermie 0,0 0,1 0,1 0,2 0,3 0,1 0,1 0,2 0,3 0,1 0,1 0,2 0,3 - andere erneuerbare Brennstoffe 5) n.a. 1,7 1,7 1,8 1,8 1,7 1,7 1,8 1,8 1,7 1,7 1,8 1,8 Insgesamt 157,7 176,1 186,9 196,2 206,7 175,2 182,9 189,2 197,3 176,8 188,5 198,5 209,4 Nettoleistung, Struktur in % Kernkraft 2) 13,0 7,2 2,3 0,0 0,0 7,2 2,4 0,0 0,0 7,2 2,3 0,0 0,0 Steinkohle 17,8 16,6 14,2 9,5 3,9 16,7 14,5 9,9 4,1 16,6 14,1 9,4 3,9 - CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Braunkohle 13,5 11,6 10,5 8,2 9,2 11,7 10,8 8,6 9,7 11,6 10,9 8,0 8,9 - CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 3,2 0,0 0,0 0,0 3,2 0,0 0,0 0,0 3,1 Erdgas 15,0 13,3 17,5 24,5 26,7 12,9 15,7 21,6 23,2 13,7 17,8 25,5 27,9 - GuD n.a. 11,6 9,0 10,5 7,8 11,6 9,0 8,1 5,5 11,5 8,8 12,0 9,3 - Gasturbine n.a. 1,8 8,5 14,1 19,0 1,3 6,7 13,5 17,7 2,1 9,0 13,5 18,6 Heizöl 3,9 0,4 0,3 0,2 0,2 0,4 0,3 0,2 0,2 0,4 0,3 0,2 0,2 Pumpspeicher 3) 4,8 4,3 4,8 4,6 4,4 4,3 4,9 4,8 4,6 4,3 4,8 4,5 4,3 andere Brennstoffe 4) 3,3 0,8 0,8 0,9 1,0 0,8 0,8 1,0 1,0 0,8 0,8 0,9 1,0 Erneuerbare Energien 28,8 45,7 49,5 52,0 54,5 45,9 50,6 54,0 57,1 45,5 49,1 51,4 53,8 - Lauf und Speicherwasser 3,4 3,0 2,8 2,8 2,6 3,0 2,8 2,9 2,7 2,9 2,8 2,7 2,6 - Wind Onshore 16,4 19,1 18,2 18,2 17,3 19,2 18,6 18,9 18,1 19,0 18,0 18,0 17,1 - Wind offshore 0,0 1,7 5,0 6,1 8,1 1,7 5,1 6,3 8,5 1,7 5,0 6,0 8,0 - Biomasse 2,9 4,4 4,7 4,8 4,7 4,4 4,8 5,0 4,9 4,4 4,7 4,7 4,6 - Photovoltaik 6,2 16,5 17,8 19,1 20,9 16,6 18,2 19,8 21,8 16,5 17,7 18,9 20,6 - Geothermie 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 - andere erneuerbare Brennstoffe 5) n.a. 1,0 0,9 0,9 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 1,0 0,9 0,9 0,9 1) Basierend auf BDEW Kraftwerksstatistik 2) ohne Mülheim-Kärlich (1302 MW) 3) inklusive Vianden (Luxemburg) 4) Müll, Grubengas und sonstige nicht-ee nach der Definition der AGEB 5) biogener Müll, Klär- und Deponiegas 94

101 Anhang B Ergebnisse der Simulation TABELLE B. 2: BRUTTOSTROMERZEUGUNG JE STICHJAHR UND SZENARIO Bruttostromerzeugung, Absolutwerte in TWh Szenario A Szenario B Szenario C ) Kernkraft 134,9 31,7 0,0 31,7 0,0 31,7 0,0 Steinkohle 107,9 104,9 57,0 94,8 48,4 114,6 56,7 - CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Braunkohle 145,6 131,1 148,8 128,1 148,4 134,6 - CCS 0,0 0,0 50,4 0,0 49,1 0,0 54,2 Erdgas 78,8 0 74,0 40,2 30,9 48,3 94,1 - GuD n.a. 0 68,1 40,2 26,9 48,3 88,5 - Gasturbine n.a. 0 5,9 0 4,0 0 5,6 Heizöl 9,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pumpspeicher 3) 6,2 3,3 4,3 3,3 4,7 2,9 4,3 andere Brennstoffe 4) 15,3 9,0 11,7 9,0 11,7 9,0 11,7 Erneuerbare Energien 94,2 199,7 235,5 199,7 235,5 199,7 - Lauf und Speicherwasser 19,1 20,0 24,0 20,0 24,0 20,0 24,0 - Wind Onshore 38,6 69,4 73,4 69,4 73,4 69,4 73,4 - Wind Offshore 0,0 32,0 49,2 32,0 49,2 32,0 49,2 - Biomasse 5) 25,5 39,0 43,6 39,0 43,6 39,0 43,6 - Photovoltaik 6,6 32,0 36,4 32,0 36,4 32,0 36,4 - Geothermie 0,0 0,9 2,0 0,9 2,0 0,9 2,0 - andere erneuerbare Brennstoffe 6) 7) 4,4 6,5 7,0 6,5 7,0 6,5 7,0 Insgesamt 592,4 526,7 531,3 506,8 479,6 540,8 Bruttostromerzeugung, Struktur in % Kernkraft 2) 22,8 6,0 0,0 6,3 0,0 5,9 0,0 Steinkohle 18,2 19,9 10,7 18,7 10,1 21,2 10,3 CCS 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Braunkohle 24,6 24,9 28,0 25,3 30,9 24,9 26,9 CCS 0,0 0,0 9,5 0,0 10,2 0,0 9,8 Erdgas 13,3 0,0 13,9 7,9 6,4 8,9 17,1 GuD n.a. 0,0 12,8 7,9 5,6 8,9 16,1 Gasturbine n.a. 0,0 1,1 0,0 0,8 0,0 1,0 Heizöl 1,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Pumpspeicher 3) 1,0 0,6 0,8 0,7 1,0 0,5 0,8 andere Brennstoffe 4) 2,6 1,7 2,2 1,8 2,4 1,7 2,1 Erneuerbare Energien 15,9 37,9 44,3 39,4 49,1 36,9 42,8 Lauf und Speicherwasser 3,2 3,8 4,5 3,9 5,0 3,7 4,4 Wind Onshore 6,5 13,2 13,8 13,7 15,3 12,8 13,3 Wind Offshore 0,0 6,1 9,3 6,3 10,3 5,9 8,9 Biomasse 5) 4,3 7,4 8,2 7,7 9,1 7,2 7,9 Photovoltaik 1,1 6,1 6,9 6,3 7,6 5,9 6,6 Geothermie 0,0 0,2 0,4 0,2 0,4 0,2 0,4 andere erneuerbare Brennstoffe 6) 0,7 1,2 1,3 1,3 1,5 1,2 1,3 Nachrichtlich: Nettostromimporte 7) -54,8 67,5 63,1 60,0 54,8 62,5 61,2 1) basierend auf AGEB und BMU EE in Zahlen 2) inklusive Vianden (Luxemburg) 3) Müll, Grubengas und sonstige nicht-ee nach der Definition der AGEB 4) In 2009 wird biogener Müll zur Biomasse hinzugerechnet 5) biogener Müll, Klär- und Deponiegas 6) In 2009 werden Klär- und Deponiegas als nicht-erneuerbare Brennstoffe berücksichtigt 7) Bruttostromerzeugung und Nettoimporte summieren sich nicht zu den im Haupttext genannten Nachfragezahlen, weil diese exklusive Eigenverbrauch und Pumpstrom zu verstehen sind. 148, 0 235, 5 550, 3 95

102 Anhang B Ergebnisse der Simulation TABELLE B. 3: VOLLLASTSTUNDEN KONVENTIONELLER TECHNOLOGIEN AGGREGIERT NACH PRIMÄRENERGIETRÄGER Szenario A Szenario B Szenario C Jahresvolllaststunden Kernkraft 1) n.a n.a n.a. Steinkohle CCS Braunkohle CCS Erdgas GuD n.a Gasturbine n.a Heizöl Erneuerbare Energien - Lauf und Speicherwasser Wind Onshore Wind Offshore Biomasse 2) Photovoltaik Geothermie ) ohne Mülheim-Kärlich (1.302 MW) 2) enthält biogenen Müll und Klär- und Deponiegas 96

103 Anhang B Ergebnisse der Simulation TABELLE B. 4: KUMULIERTE DECKUNGSBEITRÄGE JE SZENARIO UND JAHR IN /KW AUS DEN SIMULATIONSRECHNUNGEN Szenario A Szenario B Szenario C Spotmarkt (isolierte Betrachtung) Braunkohle mit CCS n.a n.a n.a GuD-Kraftwerk Gasturbinenkraftwerk Spotmarkt (integrierte Betrachtung) Braunkohle mit CCS n.a n.a n.a GuD-Kraftwerk Gasturbinenkraftwerk Positive Leistungsvorhaltung Braunkohle mit CCS n.a. 3 5 n.a. 35 n.a. 1 GuD-Kraftwerk Gasturbinenkraftwerk

104 Anhang C Nachfrageflexibilisierung ANHANG C NACHFRAGEFLEXIBILISIERUNG In diesem Abschnitt werden Aspekte von DSM-Potenzialen detailliert dargestellt. C1 Technisches DSM-Potenzial 85 Steuerbare Prozesse finden sich in allen Segmenten der Stromnachfrage. Das technische Potenzial von Demand Side Management zur Spitzenlastreduktion wird für fünf verschiedene Sektoren abgeleitet: Für die energieintensive Industrie, für Gewerbe, Handel und Dienstleistungen (GHD), für den Haushaltssektor, für den kommunalen Sektor und den Transportsektor. Für jeden Sektor werden Anwendungen identifiziert, die technisch erschlossen werden können und die bezogen auf ihre kumulierte Anschlussleistung in Deutschland nicht vernachlässigbar klein sind. Industriesektor Die Stromnachfrage im Industriesektor lässt sich zu einem großen Teil für DSM nutzen. Insbesondere Prozesse aus der energieintensiven Industrie, wie zum Beispiel die Aluminiumelektrolyse oder die Chlor-Alkali-Elektrolyse, besitzen ein großes Potenzial zur Lastreduktion. In Tabelle C. 1 sind die verschiedenen Prozesse der jeweiligen Industrie abgebildet. Neben solchen Prozessen, die einzelnen Industriezweigen zugeordnet werden können, gibt es zudem sektorübergreifende Prozesse, sogenannte Querschnittstechnologien, wie beispielsweise Ventilation oder Druckluft, die für DSM nutzbar sind. TABELLE C. 1: DSM-PROZESSE IM SEKTOR INDUSTRIE Aluminium Zement Papier Stahl Chemie Sektorübergreifend Aluminium- Elektrolyse Roh-, Zementmühle Papiermaschine Beschichtung / Satinierung Lichtbogenofen Chlor-Alkali-Elektrolyse (Membran) Luftzerlegung Ventilation, Druckluft Veredlung Quelle: EWI. 85 Die hier angeführten Ausführungen sind im Wesentlichen Ergebnisse der dena-netzstudie II. Der Teil Technische und wirtschaftliche Potenziale von Demand Side Management der dena-netzstudie wurde vom EWI verfasst. Für eine detaillierte Darstellung der DSM- Potenziale siehe DENA (2010). 98

105 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Im Jahr 2007 entfielen 227 TWh der jährlichen Stromnachfrage auf den Industriesektor. DSMfähige Prozesse machen dabei rund 45% aus, siehe Abbildung C.1. Durchschnittlich könnte die Nachfrage in der Industrie in einer Stunde um bis zu MW 86 reduziert werden. Das erschlossene technische Potenzial bei Industrieprozessen ist heute schon hoch, da die energieintensiven Industrien bereits häufig über entsprechende Steuerungstechnologien für ihre Stromnachfrage verfügen. Kraft und Prozesswärme 25% Querschnittstechnologien 21% Aluminium 4% Chemie 2% Nicht DSMgeeignet 11% Stahl 9% DSM-Potenzial unbekannt 4% Sonstige Industrien 14% Papier 7% Zement 1% ABBILDUNG C.1: DSM-POTENZIAL IM INDUSTRIESEKTOR Quelle: DENA (2010) Gewerbe, Handel Dienstleistungen Im Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen (GHD) besteht ebenfalls Potenzial für Demand Side Management. Das größte Potenzial zur Lastreduktion gibt es bei der Wärme- und Kälteversorgung. Heizungsprozesse wie Nachtspeicherheizungen, Wärmepumpen oder die Warmwasserbereitung durch große, elektrisch betriebene Boiler können ebenso für DSM genutzt werden wie Kühlsysteme mit elektrisch betriebenen Kompressoren. Tabelle C. 1 gibt eine Übersicht der DSM-Prozesse in diesem Sektor. 86 DENA (2010). 99

106 Anhang C Nachfrageflexibilisierung TABELLE C. 2: DSM-PROZESSE IM SEKTOR GHD Kälteprozesse Heizung Warmwasser Klima / Ventilation Kühlhauser Kühlräume Kälteanlagen / Gefriertruhen Nachtspeicherheizung Wärmepumpe Mittlere und große Boiler (>30l) Quelle: EWI Der Stromverbrauch des Sektors GHD betrug im Jahr 2007 rund 145 TWh. Von dieser Strommenge entfallen 29% auf Prozesse, die sich aus technischer Sicht für Demand Side Management eignen (siehe Abbildung C. 2) Durchschnittlich könnten aufgrund des technischen Potenzials im kommerziellen Sektor in jeder Stunde rund MW der Nachfrage reduziert werden. 87 Aktuell sind im Sektor GHD die Potenziale von Nachtspeicherheizungen, Wärmepumpen und Kühlhäusern teilweise erschlossen; viele Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen verfügen bereits über entsprechende Steuerungssysteme, die aber bisher kaum aktiv eingesetzt werden. Die Energiekosten im Sektor GHD machen häufig einen wesentlichen Teil der Betriebskosten aus. Entsprechend kann davon ausgegangen werden, dass Anreize bestehen, in Lastmanagement-Technologie zu investieren um Kosten zu senken. Haushalte Im Haushaltssektor liegen die größten Potenziale für DSM in der Wärmeversorgung. Neben Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen sind auch elektrisch betriebene Warmwasserboiler mit großem Fassungsvermögen und elektrisch betriebene Umwälzpumpen von Zentralheizungen in der Lage, ihre Nachfrage kurzzeitig zu verschieben. Zudem kann auch der Betrieb von Kältegeräten, die eine konstante Nachfrage aufweisen, verschoben werden. Sonstige DSM-fähige Geräte sind zum Beispiel Weißgeräte wie Spül-, Waschmaschinen oder Trockner, deren Einsatz zeitlich verschoben werden kann. Tabelle C. 13 zeigt die möglichen DSM-Prozesse in Haushalten. 87 DENA (2010). 100

107 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Information und Kommunikation 15% Prozesskälte 9% Prozesswärme 4% Belüftung 8% Klimakälte 2% Heizsysteme 6% Beleuchtung 41% DSM-Potenzial unbekannt 11% Prozesswärme ohne DSM- Potenzial 5% ABBILDUNG C. 2: DSM-POTENZIAL IM SEKTOR GEWERBE, HANDEL, DIENSTLEISTUNGEN Quelle: DENA (2010) Die DSM-fähigen Anwendungen machen rund 60% oder 84,6 TWh des Stromverbrauchs der Haushalte aus. 88 Abbildung C. 3 zeigt den Anteil dieser Klassen an der gesamten jährlichen Stromnachfrage eines Haushalts. Das heute erschlossene Potenzial ist gering; insgesamt könnten durchschnittlich knapp MW der Nachfrage im Haushaltssektor verschoben werden. Jedoch sind bisher nur einzelne Geräte mit intelligenter Steuerungstechnologie ausgestattet, und auch die benötigten intelligenten Stromzähler sind kaum verbreitet. Weil die Einführung einer Messtechnologie, die grundsätzlich auch Lastmanagementfunktionen übernehmen könnte, politisch gewollt ist, kann jedoch davon ausgegangen werden, dass zukünftig das entwickelte Potenzial zunehmen wird, unabhängig davon, ob dies zu höheren Kosten führt als die Erschließung der Potenziale alternativer DSM-Maßnahmen. Eine Ausnahme bei der Erschließung des Potenzials bilden Nachtspeicherheizungen und teilweise Wärmepumpen, die bereits über eine Steuerungstechnologie die auch genutzt wird - verfügen. Kommunal Potenzielle DSM-Prozesse im kommunalen Sektor finden sich bei Pump- und Belüftungsprozessen bei der Abwasserreinigung. Durch den ständigen Betrieb bietet sich ein Lastverschiebepotenzial, das durch den nicht-steuerbaren biochemischen Prozess in den Abwasserreinigungsanlagen jedoch eingeschränkt ist. Aufgrund der Energieintensivität dieser 88 DENA (2010). 101

108 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Prozesse ist anzunehmen, dass Anreize bestehen, mit Hilfe von DSM die Kosten zu reduzieren. Deutschlandweit können in jeder Stunde durchschnittlich etwa 130 MW der Nachfrage verschoben werden. 89 TABELLE C. 3: DSM-PROZESSE IN HAUSHALTEN Weißgeräte Heizung Warmwasser Kühlschrank Gefriertruhe Waschmaschine Trockner Spülmaschine Nachtspeicherheizung Wärmepumpe Umwälzpumpe Mittlere und große Boiler (>30l) Quelle: EWI Computer 5% Sonstiges 10% Heizungssysteme 26% Kochen 10% Unterhaltung 7% Beleuchtung 8% Warmwasser 10% Sonstige DSMfähige Geräte 10% Kühlungssysteme 14% ABBILDUNG C. 3: DSM-POTENZIAL IM HAUSHALTSSEKTOR Quelle: DENA (2010) 89 DENA (2010). 102

109 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Transport Im Transportsektor verfügen batteriebetriebene Elektrofahrzeuge mit externer Lademöglichkeit über Potenzial für Demand Side Management. Es ist denkbar, dass eine große Zahl von Fahrzeugen zu einem Pool zusammengeschlossen wird, und dass dieser virtuelle Speicher auf Strommärkten bieten kann. Ein Beitrag zur Lastreduktion kann von diesen Fahrzeugen dann auf zwei Arten erbracht werden: durch Reduktion der Ladeleistung oder durch Rückspeisung von Strom ins Netz. Es folgt eine kurze Abschätzung dieses Potenzials. Für eine detaillierte Analyse der Wechselwirkungen von Elektrofahrzeugen mit den Strommärkten und für eine umfassende Darstellung der im Folgenden verwendeten Annahmen siehe EWI (2010). Der zusätzliche Leistungsbedarf einer großen Anzahl Elektrofahrzeuge ist in den Lastkurven der ENTSO-E Lastkurven noch nicht enthalten. Dadurch erübrigt sich die Frage, welche DSM- Potenziale durch eine Reduktion der Ladeleistung zur Verfügung stehen: Jede Erhöhung der Stromnachfrage in Spitzenlaststunden durch Elektrofahrzeuge, die eigentlich zusätzliche Gasturbinenkraftwerke induzieren würde, ist gleichzeitig durch die Möglichkeit der Unterbrechung der Ladung abgesichert. Die Bundesregierung strebt bis 2020 eine Millionen Elektrofahrzeuge an. Bei einer optimistischen Schätzung sind Fahrzeuge in der Lage, Strom ins Netz zurück zu speisen. Um 19:00 in der Stunde der Spitzenlast erfüllt das Nutzerprofil des Fahrzeughalters bei 10% dieser Fahrzeuge die nötigen Voraussetzungen. Wird unterstellt, dass diese Fahrzeuge mit 3,68 kw rückspeisen können 90, resultiert eine kumulierte Rückspeiseleistung von rund 180 MW. C2 Investitionskosten von DSM-Potenzialen Das technische Potenzial entspricht nicht dem ökonomischen Potenzial: Möglicherweise ist das oben dargestellte technische Potenzial nicht zu vertretbaren Kosten erschließbar. Insbesondere bei privaten Haushalten sind die spezifischen Kosten hoch. Grundvoraussetzung ist die Installation eines intelligenten Stromzählers sowie einer bidirektionalen Kommunikationsschnittstelle. Insgesamt fallen hier Kosten in Höhe von je Haushalt an. 91 Für den Fall, dass einzelne Haushaltsanwendungen, wie beispielsweise Kühlschränke, automatisch gesteuert werden sollen, muss für jede dieser Anwendungen eine zusätzliche Steuerungseinheit installiert werden Das entspricht der maximalen Ladeleistung an einer herkömmlichen SchuKo-Steckdose. Schätzungen auf Basis von Bundesnetzagentur (2009) und KEMA (2009), jeweils die Ausführung mit PLC-Kommunikation. Bei hoher Stückzahl ist Kostensenkungspotenzial vorhanden. Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen verfügen teilweise bereits über eine entsprechende Elektronik. 103

110 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Wird unterstellt, dass Stromzähler, Kommunikationsschnittstelle und Steuerungseinheit in Summe 300 kosten (davon 50 für die Steuerungseinheit) und wird als Anschlussleistung für einen Kühlschrank 0,2 kw zugrunde gelegt, so würden sich die spezifischen Kosten für die Erschließung eines Kühlschranks auf /kw belaufen. Wird berücksichtigt, dass der Kompressor des Kühlschranks in etwa der Hälfte der Stunden eines Jahres arbeitet, erhöhen sich diese Kosten auf /kw. Da pro Haushalt nur ein Stromzähler und nur eine Kommunikationsschnittstelle benötigt werden, sinken die spezifischen Kosten, wenn weitere Anwendungen erschlossen werden. Typischerweise ist bei Haushaltsanwendungen entweder die Anschlussleistung oder die jährliche Nutzungsdauer hoch - selten beides zugleich. Eine Waschmaschine hat zwar eine höhere Leistungsaufnahme (2 kw als konservative Schätzung), arbeitet aber in relativ wenigen Stunden eines Jahres (konservative Schätzung: 100h). Unter der Annahme, dass Waschmaschinen tagsüber laufen, stehen pro Tagesstunde und Waschmaschine durchschnittlich rund 50 Watt zum Lastabwurf zur Verfügung - die spezifischen Kosten sind also doppelt so hoch wie beim Kühlschrank. Bei einer gleichzeitigen Erschließung beider Geräte resultieren dann spezifische Kosten in Höhe von gut /kw und damit um den Faktor 6 höher als die spezifischen Investitionen in Gaskraftwerke. Durch die gesetzlich vorgegebene Quote sollen bis % der Haushalte mit einem intelligenten Stromzähler ausgestattet sein (Richtlinie 2009/72/EG). Ob diese allerdings bidirektional zur aktiven Steuerung von einzelnen Geräten eingesetzt werden können oder lediglich die Stromnachfrage zeitlich detailliert abbilden, ist nicht näher spezifiziert. Das DSM- Potenzial hängt deshalb von der Durchsetzung von Geräten mit Steuerungsmechanismus, der Vertragsgestaltung im Haushaltssektor und nicht zuletzt vom Verbraucherverhalten ab. Im Industriesektor sind die spezifischen Investitionskosten für die reine Steuerungs- und Kommunikationstechnik typischerweise gering. 93 Durch die meist vorhandene Präqualifikation für die Teilnahme am Minutenreservemarkt sind Steuerungs- und Kommunikationstechnik bei vielen Industrieunternehmen bereits vorhanden. Bei der Potenzialerschließung von DSM- Prozessen in der Industrie besteht zudem der Vorteil gegenüber anderen DSM-Potenzialen von einer jeweils großen installierten Leistung und einer hohen Strompreissensibilität, so dass eine große Menge an Last sensibel auf den Strompreis reagiert. Wie oben beschrieben sind die relevanten Anwendungen des GHD-Sektors in den Bereichen Prozesswärme, -kälte, Klimakälte, Belüftung und Heizsysteme zu finden. Je nach Größe des Betriebes können die spezifischen Kosten für Smart Meter Infrastruktur sehr unterschiedlich sein. Sie bewegen sich zwischen den Kosten für Haushalte und den Kosten in der Industrie. 93 DENA (2010) schätzt, dass diese Kosten geringer sind als 1 /kw. 104

111 Anhang C Nachfrageflexibilisierung C 3 Nutzung des thermischen Speicherpotenzials von Kraft-Wärme- Kopplung Prinzipiell sind KWK-Anlagen der Erzeugungs- und nicht der Nachfrageseite zuzuordnen. Allerdings richtet sich die Erzeugung von KWK-Anlagen vielfach nicht nach der Stromnachfrage, sondern nach dem Wärmebedarf. Solche Anlagen nehmen ihren Betrieb auf, wenn ein gewisses Temperaturniveau im thermischen Speicher unterschritten wurde, um die Wärmenachfrage zu decken. Durch die Möglichkeit einer Wärmespeicherung können grundsätzlich Stromerzeugung und Wärmebedarfsdeckung zeitlich voneinander entkoppelt werden. Denkbar ist, dass Wärmeproduktion vorgeholt und die Wärme zwischengespeichert wird, um dann in Zeiten, in denen mehr Strom erzeugt werden soll, die Anlage vorrangig zur Stromerzeugung zu nutzen. Das Resultat ist ein umgekehrter Prozess des Demand Side Management: Die Erzeugung zur Deckung der Wärmenachfrage wird verschoben und damit das Potenzial zur Stromerzeugung vorübergehend vergrößert. 94 Die Wärmenachfrage ist im Winter deutlich größer als im Sommer. Die Außentemperatur stellt dabei die entscheidende Größe für die Nachfrage nach Raumwärme dar. An einem sehr kalten Wintertag wird deutlich mehr Wärme nachgefragt als an warmen Wintertagen und entsprechend ist auch das Verschiebungspotenzial von Wärme- bzw. Stromerzeugung deutlich größer. Die Möglichkeit, in der Zeit der Spitzenlast zusätzlichen Strom zu erzeugen, variiert folglich mit der Temperatur. Die Möglichkeiten zur Verschiebung von Wärme- und Stromerzeugung verschiedener KWK- Anlagen sind sehr unterschiedlich. Das Verschiebepotenzial hängt nicht nur von der Erzeugungsanlage an sich ab, sondern wird zudem stark durch die thermischen Restriktionen an der Anlage bestimmt. Auch wenn nahezu alle KWK-Anlagen, bei ausreichender Information über die Bedarfslage, in der Lage sind, die Erzeugung über den Tag zu optimieren, ist das Potenzial der Entkopplung sehr stark von der Ausgestaltung des Wärmekreises abhängig. 95 So sind beispielsweise KWK-Anlagen mit Abwärmeabfuhr grundsätzlich auch sehr kurzfristig in der Lage die Erzeugung von Elektrizität vollständig von der Wärmenachfrage zu entkoppeln. Da die Dimensionierung von KWK-Anlagen aber hauptsächlich auf eine Grundlastdeckung der Wärmenachfrage ausgerichtet ist, sind gegenwärtig Abwärmeabfuhreinrichtungen nur vergleichsweise selten installiert Die Betriebssteuerung von KWK-Anlagen erfolgt in den meisten Fällen bereits über einfache Steuerungseinheiten, die das Betriebsverhalten auf die Wärmenachfrage abstimmen. Um allerdings beim Fahrplanmanagement zusätzliche Erlöspotenziale auf Elektrizitätsmärkten berücksichtigen zu können, bedarf es aufwendigeren Steuerungssystemen, die unter anderem die Wärmenachfrage ausreichend gut prognostizieren können. Diese Art der Steuerungseinheiten ist technisch vorhanden, aber noch selten an Anlagen installiert. Die Ausgestaltung des Wärmekreises spielt eine besonders große Rolle. Üblicherweise besteht der Wärmekreis aus der wärmeproduzierenden Erzeugungsanlage sowie der Wärmelast. Die Flexibilität ist abhängig von weiteren technischen Anlagen, wie Zusatzfeuerung, Pufferspeicher und Abwärmeabfuhr. 105

112 Anhang C Nachfrageflexibilisierung Da davon auszugehen ist, dass wärmegeführte KWK-Anlagen ihre Haupteinnahmequelle im Wärmemarkt haben, können sie Strom als Kuppelprodukt prinzipiell zu geringen Preisen am Spotmarkt anbieten. In diesem Fall sind KWK-Anlagen nicht preissetzend und können folglich nicht dazu beitragen, dass Grenzkraftwerke am Strommarkt Deckungsbeiträge erwirtschaften. Ähnlich wie andere DSM-Maßnahmen mit geringen variablen Kosten können sie den Bedarf an Back-up Kraftwerken reduzieren. Das Finanzierungsproblem für die verbleibenden Back-up Kraftwerke bleibt jedoch grundsätzlich bestehen. Dies kann sich für Anlagen mit Abwärmeabfuhr anders darstellen, denn sie produzieren (vorübergehend) stromgeführt, die Kuppelproduktion fällt weg (die Wärme wird ungenutzt abgeführt) und die Stromerzeugung erfolgt in diesen Phasen dann zu vergleichsweise hohen Grenzkosten. Eine exakte Analyse der technischen Potenziale gestaltet sich aufgrund der schlechten Datenverfügbarkeit der Speichermöglichkeiten von KWK-Anlagen schwierig und kann im Rahmen dieser Studie nicht geleistet werden. 96 Das zukünftige Potenzial von KWK-Anlagen ist maßgeblich durch den Wärmebedarf bestimmt und wird von der Umsetzung politischer Zielsetzungen zur Förderung von KWK beeinflusst. Weitere Analysen sind notwendig, um die Potenziale von KWK-Anlagen zur Reduzierung von Back-up Kapazitäten und in ihrem Einfluss auf den Strompreis in Knappheitsphasen zu untersuchen. 96 Eine Betrachtung der Verschiebung von Stromerzeugung mittels KWK-Anlagen mit Wärmespeichern wurde von Stadler (2006) unter Berücksichtigung der Außentemperatur und der zeitlichen Dauer durchgeführt. 106

113 Anhang D Details zur Strategischen Reserve ANHANG D DETAILS ZUR STRATEGISCHEN RESERVE In diesem Abschnitt werden Aspekte des Kapazitätsmechanismus Strategische Reserve detailliert dargestellt. D1 Der Koordinator für Strategische Reserve Falls der Kapazitätsmechanismus Strategische Reserve im deutschen Stromsystem implementiert werden soll, ist eine zentrale Instanz erforderlich, die alle für die SR relevanten Aufgaben übernimmt. Wir nennen diese Institution im Folgenden Koordinator für Strategische Reserve (KSR). Der KSR sollte fachliche Expertise von Seiten der Bundesnetzagentur, der Übertragungsnetzbetreiber und der Strombörse zur Verfügung gestellt bekommen. D2 Präqualifikation Die benötigte Kapazität für die SR wird 5-7 Jahre vor dem Bereitstellungsjahr vom KSR in Form einer Auktion beschafft (Kapazitätsauktion). Jeder Stromerzeuger kann geplante oder bestehende Kapazitäten in der Kapazitätsauktion bieten. Dabei kann es sich um herkömmliche Erzeugungskapazitäten sowie Retrofits oder um Maßnahmen zur Lastreduktion (DSM- Maßnahmen) handeln. Es werden Ansprüche an ihre Verlässlichkeit, die Zeitspanne innerhalb der die Kapazitäten betriebsbereit sein müssen, und die Periode der Verfügbarkeit gestellt. In einem Präqualifikationsprozess wird geprüft, ob die Kapazitäten diesen Ansprüchen genügen. DSM-Maßnahmen müssen im Präqualifikationsprozess gesondert behandelt werden, da die meisten DSM-Maßnahmen nicht über eine längere Periode zur Verfügung stehen können. Der KSR muss festlegen, wie groß der Anteil von DSM-Kapazitäten in der SR sein darf. D3 Kapazitätsauktion Die präqualifizierte Kapazität wird dann von den Stromerzeugern in der Auktion geboten. Das Produkt SR besteht aus zwei Komponenten: Erstens müssen Anbieter von SR Kapazität bereitstellen, zweitens müssen diese in Knappheitssituationen Strom liefern. Die beiden Komponenten der SR müssen unterschiedlich vergütet werden. In der Kapazitätsauktion wird zunächst nur die Kapazitätskomponente geboten; die Anbieter mit den geringsten Bereitstellungskosten erhalten den Zuschlag. Verschiedene Auktionsformate sind hierbei möglich, etwa eine umgekehrte englische Auktion (siehe Ausführungen hierzu auf 107

114 Anhang D Details zur Strategischen Reserve Seite 57), aber auch eine stille Auktion ist denkbar, bei der die Bieter keine Informationen über das Gebotsverhalten der anderen Bieter erhalten, sondern geheim Gebote abgeben. 97 Die erste Auktion sollte etwa 4-5 Jahre vor dem Bereitstellungsjahr stattfinden, um sicherzustellen, dass neue Kapazitäten bis zu dem Zeitpunkt errichtet werden können. Der KSR muss Erwartungen bilden über die Entwicklung der Spitzenlast und über die sicher verfügbare Kapazität, die im Gütermarkt im Bereitstellungsjahr existiert, um anschließend die benötigte Zielmenge der SR für das Bereitstellungsjahr abzuschätzen. Die Erwartungen bezüglich der Spitzenlast und bestehenden Kapazitätsmenge im Gütermarkt können sich mit der Zeit verändern. Entsprechend könnten Anpassungsauktionen notwendig sein. Ein weiterer Vorteil von Anpassungsauktionen ist, dass die Nachfrage nach SR in der ersten Auktion im Bereich der Zielmenge elastisch sein kann. In der ersten Auktion wird somit das Potenzial zur Marktmachtausübung durch die Anbieter reduziert. Falls die beschaffte Menge kleiner der Zielmenge ist, kann die Differenz in der Anpassungsauktion beschafft werden. Es stellt sich die Frage, ob eine Anpassungsauktion nur bei Bedarf durchgeführt wird, wenn also die Kapazität der ersten Auktion zu gering ist. Einen Grund, eine zweite Auktion in jedem Fall durchzuführen ist, liefern die DSM-Kapazitäten. DSM-Maßnahmen können in der Regel 5-7 Jahre vor dem Bereitstellungsjahr die sicher verfügbare Kapazität nicht abschätzen. Wenn mehr als eine Auktion durchgeführt wird, muss festgelegt werden, wie viel Prozent der Zielmenge in der ersten (und gegebenenfalls zweiten) Auktion beschafft wird. D4 Auktion für den Dispatch in Knappheitssituationen In einer zweiten Auktion, die zwischen einem Monat und einem Jahr vor der Bereitstellungsphase stattfinden sollte, wird die zweite Komponente des Produkts SR adressiert: Die Stromlieferung in Knappheitssituationen. Der Grund für diese zweite Auktion ist folgender: Falls nur ein Teil der SR benötigt wird, sollten die Stromerzeuger produzieren, deren Erzeugungskosten gering sind. Dies kann dadurch sichergestellt werden, dass die Erzeuger der SR ein Gebot für den Einsatz abgegeben müssen. Die Erzeuger erhalten dann auch dieses Gebot (oder bei einer Einheitspreisauktion den Markträumungspreis) im Falle des Einsatzes, aber nicht den Auslösungspreis. Die SR soll sich vorrangig durch die Kapazitätsauktion, nicht durch den Einsatz in Knappheitsfällen finanzieren. 97 Bei der SR handelt es sich im Wesentlichen um eine Auktion mit privaten Werten, da die Einnahmen aus dem Einsatz der Reserve nichts (substanziell) zur Finanzierung der Kapazitäten beitragen sollen. Der private Wert entspricht dann den Kosten des Bieters, die von ihm angebotene Kapazität zu errichten. 108

115 Anhang D Details zur Strategischen Reserve Als Auktionsformat eignet sich ebenfalls eine einseitige, stille Auktion. Die Vorlaufzeit sollte mindestens einen Monat betragen, damit zum Beispiel ausreichend Brennstoff besorgt werden kann. Alternativ könnte die Auktion auch ein oder zwei Jahre vor dem Bereitstellungszeitraum stattfinden. In diesem Fall wäre es sogar denkbar, die Gebote an Brennstoff- und CO2-Preise zu indexieren. Das Risiko der Anbieter kann so reduziert werden, da die Erzeugungskosten durch die Indexierung besser kalkulierbar sind. Umgekehrt kann ein an indexierter Höchstpreis genutzte werden, um die Ausübung von Marktmacht in solchen Fällen entgegenzuwirken, in denen (fast) die gesamte SR benötigt wird. D5 Kapazitätsbereitstellung und Lieferverpflichtung in Knappheitssituationen Stromerzeuger die in der Kapazitätsauktion einen Zuschlag erhalten haben, schließen für die gebotenen Kapazitäten einen Vertrag mit dem KSR ab. Gegenstand dieses Vertrages sind fünf Komponenten: Der Stromerzeuger verpflichtet sich, die von ihm gebotenen Kapazitäten in der Verpflichtungsperiode bereitzustellen. Im Falle der Nicht-Einhaltung werden Strafzahlungen fällig. Der KSR garantiert dem Stromerzeuger jährliche Kapazitätszahlungen in Höhe des Leistungspreises. Falls der Spotmarktpreis den Auslösungspreis erreicht, ist der Stromerzeuger auf Anweisung des KSR verpflichtet Strom zu erzeugen. Im Falle der Nicht- Einhaltung werden Strafzahlungen fällig. Der Stromerzeuger verpflichtet sich, die Kapazitäten während der gesamten Verpflichtungsperiode ausschließlich auf Anweisung des KSR im Gütermarkt einzusetzen. Der KSR garantiert dem Stromerzeuger eine Vergütung des Einsatzes von SR in Höhe des Arbeitspreises. Der KSR bietet im Auftrag der Eigentümer der SR-Kapazitäten diese Kapazitäten zum Auslösungspreis im Spotmarkt an. Werden die SR-Kapazitäten tatsächlich benötigt, fließt das Entgelt in Höhe des Auslösungspreises dem KSR zu. Aus diesen Erlösen bestreitet der KSR die Zahlungen an die SR im Umfang des Arbeitspreises. Der Rest wird für die jährlichen Kapazitätszahlungen verwendet, reduzieren damit die Refinanzierungsnotwendigkeit über die Netzentgelte (oder andere Abgaben zur Finanzierung der SR). 109

116 Anhang D Details zur Strategischen Reserve ABBILDUNG D.1: SCHEMA DER ZAHLUNGSSTRÖME. Quelle: EWI Die Kosten der SR können analog zu Netzentgelten pro Kilowattstunde auf den Strompreis für Endkunden umgelegt werden. Abbildung D.1 zeigt das vollständige Schema aller Zahlungsströme. D6 Verpflichtungsperiode Stromerzeuger, die einen Zuschlag in der Kapazitätsauktion erhalten, verpflichten sich, für eine bestimmte Periode SR bereitzustellen. Stromerzeuger erhalten für die Kapazität in der SR jährliche Kapazitätszahlungen während Investoren für den Aufbau von Kapazität im Gütermarkt keine Kapazitätszahlungen erhalten. Folglich stellt die Länge der Verpflichtungsperiode eine wichtige Größe dar: Kapazitäten aus der SR sollen möglichst lange in der SR verpflichtet werden und nicht in den Gütermarkt wechseln dürfen. Neue Kraftwerkskapazitäten sollen über einen längeren Zeitraum (beispielsweise Jahre) in der SR verpflichtet werden. 110

117 Anhang D Details zur Strategischen Reserve Die Verpflichtungsperiode von Bestandanlagen soll kürzer sein (beispielsweise 3 Jahre), zudem sollen Bestandanlagen auch nach Ablauf der Verpflichtungsperiode nicht in den Gütermarkt wechseln dürfen Die Verpflichtungsperiode für DSM-Kapazitäten soll kurz sein und DSM- Kapazitäten sollen anschließend in den Gütermarkt wechseln können. Anbieter von DSM-Kapazitäten können diese Kapazitäten in der Regel nicht über einen längeren Zeitraum in der SR verpflichten, da die Verfügbarkeit von diesen Kapazitäten nicht über eine längere Periode sichergestellt ist. Zum Beispiel hängen die DSM-Kapazitäten in der energieintensiven Industrie unter anderem von der Auftragslage und den Effizienzsteigerungen in der Produktion ab. D7 Bestimmung des Auslösungspreises Der Auslösungspreis ist ein wichtiger Parameter bei der Konzeption der SR, weil die Größe des Gütermarktes durch den vom KSR festgelegten Auslösungspreis beeinflusst wird. Da die SR zum Auslösungspreis Strom im Spotmarkt anbietet, wird implizit eine Preisobergrenze in Höhe des Auslösungspreises auf dem Spotmarkt (und somit auch auf den Terminmärkten) gesetzt. Je höher der Auslösungspreis ist, desto höher sind die Knappheitspreise, die sich am Spotmarkt einstellen können, und desto größer ist die Kapazitätsmenge im Gütermarkt. Damit ein großer Teil der Kapazität im Gütermarkt errichtet wird und die SR nur in wenigen Stunden eines Jahres benötigt wird, muss der Auslösungspreis folglich relativ hoch sein. Es sollte Transparenz bei der Festlegung des Auslösungspreises gegeben sein. Zur Festlegung des Auslösungspreises können Berechnungen dienen, ähnlich zu den Überschlagsrechnungen welche wir in Kapitel 4 auf Basis der Quantifizierungen aus Abschnitt 3.3 bezüglich der benötigten DSM-Kapazitäten und Knappheitspreisen durchgeführt haben. Abbildung D.2 veranschaulicht die Grundidee noch einmal bezüglich des Zusammenhangs von Auslösungspreis und SR. Abbildung D.2 zeigt, wie die SR, die Grenzkraftwerke im Gütermarkt und der benötigte Auslösungspreise zusammenhängen. Auf der horizontalen Achse sind SR-Kapazitäten abgetragen. Um eine Größenordnung für die benötigte SR und den Auslösungspreis zu bekommen, kann folgende Überlegung angestellt werden: Wenn im Jahr 2020 der Auslösungspreis /MWh beträgt, dann müsste die SR in mindestens 26 Stunden des Jahres eingesetzt werden, damit die Grenzkraftwerke (die Gasturbine) im Gütermarkt gemäß unseren Modellergebnissen ihre annuitätischen Investitionskosten verdienen können. Damit das vorgegebene Versorgungssicherheitsniveau erreicht wird, müssten mindestens 15 GW SR vorgehalten werden. Der Bedarf an Gasturbinen im Gütermarkt wurde dabei um 15 GW reduziert. Wenn der Auslösungspreis /MWh betragen würde, müssten mehr als 17 GW in der SR beschafft werden und die SR würde in unseren Modellrechnungen in mehr als

118 Anhang D Details zur Strategischen Reserve Stunden eigesetzt. In diesen Überlegungen wurden preissetzende DSM-Potenziale auf dem Gütermarkt nicht berücksichtigt. Würde der KSR die preissetzenden DSM-Kapazitäten und deren Lastreduktionskosten kennen, könnte die SR entsprechend reduziert werden; wenn die Lastreduktionskosten der DSM-Potenziale niedriger sind als der Auslösungspreis, muss dieser jedoch angehoben werden. Um den Auslösungspreis zu bestimmen muss der KSR detaillierte Kenntnisse über die Entwicklung der variablen und fixen Erzeugungskosten alter und neuer Technologien haben. Grundsätzlich muss davon ausgegangen werden, dass der Auslösungspreis mehrfach angepasst werden muss, wenn neue Informationen verfügbar sind. Um häufige Anpassungen zu vermeiden und das Risiko von Stromerzeugern auf dem Gütermarkt bezüglich der Erwirtschaftung von Deckungsbeiträgen zu reduzieren, könnte der Auslösungspreis indexiert werden, zum Beispiel an Brennstoff- und CO2-Preise. Anpassungen des Auslösungspreises, insbesondere eine Absenkung des Auslösungspreises, führen zu Problemen: Zum Beispiel, wenn der Auslösungspreis gesenkt wird, weil Anzeichen der Ausübung von Marktmacht bestehen und sich die Knappheitssituationen zu häufig einstellen. Die Antizipation einer möglichen Reduzierung des Auslösungspreises kann bereits die Investitionsanreize im Gütermarkt reduzieren. /MWh Benötigte Durchschnittspreise Stunden Stunden GW ABBILDUNG D.2: KNAPPHEITSPREISE UND STRATEGISCHE RESERVE. Quelle: EWI 112

119 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen ANHANG E DETAILS ZU VERSORGUNGSSICHERHEITSVERTRÄGEN In diesem Abschnitt wird die Funktionsweise der Versorgungssicherheitsverträge detaillierter dargestellt als im Haupttext. Die Ausführungen bauen auf den Überlegungen in Cramton und Ockenfels (2012) auf. E1 Der Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes Im Falle einer Umsetzung des Kapazitätsmarktes ist eine zentrale Stelle erforderlich, die alle für den Kapazitätsmarkt relevanten Aufgaben übernimmt. Wir nennen diese Institution im Folgenden Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes (KVM). Der KVM sollte fachliche Expertise seitens der Bundesnetzagentur, der Übertragungsnetzbetreiber und der Strombörse zur Verfügung gestellt bekommen. Im Besondern sollte gewährleistet werden, dass Kapazitätsplanung und Netzausbau sowie der Ausbau der erneuerbaren Energien eng koordiniert werden. Die Tätigkeit des KVM könnte auch durch eine Ausschreibung an einen privaten Dritten übertragen werden. E2 Präqualifikation Die benötigte Gesamtkapazität wird mit einem Vorlauf von 5-7 Jahren vom KVM in Form einer Auktion beschafft (Kapazitätsauktion). Jeder Stromerzeuger muss bestehende und kann geplante Erzeugungskapazitäten in der Kapazitätsauktion bieten. Als Neuanlagen können herkömmliche Erzeugungskapazitäten sowie Laufzeitverlängerung / Retrofits oder Maßnahmen zur Lastreduktion (DSM-Maßnahmen) als Kapazitäten angeboten werden. Dabei werden an alle Kapazitäten definierte Ansprüche an ihre Verlässlichkeit gestellt. In einem Präqualifikationsprozess wird geprüft, ob diese Kapazitäten diesen Ansprüchen genügen, und ob ihre Netto-Leistung gegebenenfalls nur anteilig berechnet wird. Am Ende wird für jede existierende/geplante Erzeugungskapazität eine verlässliche Kapazität festgelegt. Die gesamte beschaffte verlässliche Kapazität ist dann gegeben durch =. Der Anteil an Erzeugungskapazität, den jeder Stromerzeuger zur Verfügung stellt, wird im Folgenden mit bezeichnet. 113

120 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen E3 Kapazitätsauktion Die verlässliche Kapazität wird von den Stromerzeugern in der Auktion geboten. Als Auktionsformat ist eine Descending Clock Auction mit Aktivitätsregel gut geeignet. Bei diesem Auktionsformat wird ein Startpreis vorgeben. Stromerzeuger legen fest, wie viel Kapazität sie zu diesem Preis zur Verfügung stellen. Anschließend wird der Preis schrittweise gesenkt, solange das Gesamtangebot an Kapazität größer ist als die vom KVM festgelegte Zielmenge. Der KVM kann auch eine Nachfragefunktion vorgeben. Das Verfahren läuft dann dementsprechend. Zu den neuen Preisen legen die Erzeuger wiederum ihre angebotene Kapazitätsmenge fest. Die Aktivitätsregel schreibt vor, dass bei niedrigen Preisen die Menge nur kleiner, aber nie größer werden kann. Damit wird vermieden, dass Bieter erst zum Schluss einsteigen. Der Preis wird so lange gesenkt, bis die Stromerzeuger insgesamt genau die Zielmenge bieten. Alle in der Auktion erfolgreichen Anbieter von Kapazität erhalten dann genau diesen Preis (Einheitspreisauktion). Der Startpreis sollte ausreichend hoch gewählt sein, so dass die gebotene Gesamtmenge die benötigte Menge übersteigt. Gleichzeitig stellt er den Maximalpreis der Auktion dar und setzt damit eine obere Schranke für die Ausübung von Marktmacht in der Kapazitätsauktion. Um zu einem geeigneten Startpreis zu kommen, der genügend Anreize bietet, Kapazität anzubieten und gleichzeitig Marktmacht eindämmt, empfiehlt es sich, dass der KVM die Kosten des günstigsten Marktzutritts schätzt ( CONE = Cost of New Entry). Der Startpreis sollte dann einem Vielfachen dieser Kosten entsprechen (z.b. dem Doppelten). Bestandsanlagen müssen zu jedem positiven Preisniveau ihre gesamte Kapazität in der Auktion bieten. Das impliziert, dass sie immer zu den erfolgreichen Bietern in der Auktion gehören werden. Das ist sinnvoll, da ihre Kapazität ja bereits vorhanden ist und zur Versorgungssicherheit beiträgt. Gleichzeitig können sie den Ausgang der Auktion nicht beeinflussen, da sowohl die Menge (gemäß der Präqualifikation der Bestandsanlagen durch den KVM) als auch der faktische Gebotspreis (Null) festgelegt sind. Nur neue Anlagen (oder DSM) determinieren den finalen Preis der Kapazitätsauktion. Typischerweise wird damit der Preis durch nur einen kleinen Teil des gesamten Angebots festgelegt. Werden 100 GW durch den KVM nachgefragt, bei einem Bestand von 95 GW, dann bestimmen die fehlenden 5 GW den Preis für die Gesamtmenge von 100 GW. Marktmachtausübung in der Auktion kann daher vor allem dann ein Problem sein, wenn die Eigentümer der Bestandsanlagen auch die wichtigsten Bieter für Neuanlagen sind. Der Sicherstellung des freien Marktzutritts für neue Kraftwerksbetreiber kommt damit eine große Bedeutung zu. Das bedeutet u.a., dass sichergestellt werden muss, dass neue Investoren Zugang zu Kraftwerksstandorten haben. Mehrere Gründe sprechen dafür, mehr als eine Auktion für dasselbe Bereitstellungsjahr durchzuführen. Die erste Auktion sollte etwa 5-7 Jahre vor dem Bereitstellungsjahr stattfinden, 114

121 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen um sicherzustellen, dass Kraftwerke bis zum Bereitstellungsjahr gebaut werden können. Die Nachfrage nach Kapazität für das Bereitstellungsjahr ergibt sich aus der erwarteten Spitzenlast und kann sich in diesen 5-7 Jahren ändern. Deshalb kann es sinnvoll sein, weitere Auktionen mit einer kürzeren Frist durchzuführen, um die Nachfrage nach Kapazität anzupassen. Zusätzlich ist es denkbar, die Nachfrage nach Kapazität in der ersten Auktion im Bereich der Zielmenge elastisch zu gestalten. Dies reduziert das Potenzial zur Ausübung von Marktmacht in der Kapazitätsauktion durch die Stromerzeuger, kann aber auch dazu führen, dass weniger als die Zielmenge beschafft wird. Die ggf. fehlende Menge kann dann in der Anpassungsauktion beschafft werden. Es stellt sich die Frage, ob eine Anpassungsauktion nur bei Bedarf durchgeführt wird, wenn also die Kapazität der ersten Auktion zu gering ist. Wir empfehlen, eine zweite oder dritte Auktion in jedem Fall durchzuführen. Das erfordert, dass in der ersten Auktion bewusst zu wenig Kapazität beschafft wird. Der Grund für diese Empfehlung ist, dass es Anbieter geben kann, die ihre Kapazität nicht verlässlich mit einem Vorlauf von 5-7 Jahren bieten können, beispielsweise DSM-Maßnahmen. Wenn mehr als eine Auktion durchgeführt werden soll, muss festgelegt werden, wie viel Prozent der Zielmenge in der ersten (und ggf. zweiten) Auktion beschafft wird. E4 Verfügbarkeitsverpflichtungen Der Preis, zu dem in der Auktion gerade die Zielmenge geboten wurde, der Auktionspreis, entspricht der Kapazitätszahlung. Die Stromerzeuger schließen für solche Kapazitäten, die sie zum Auktionspreis geboten haben, einen Vertrag mit dem KVM ab (Verfügbarkeitsverpflichtung). Gegenstand dieses Vertrages sind drei Komponenten: Der Stromerzeuger verpflichtet sich, die von ihm gebotenen Kapazitäten im relevanten Zeitraum bereitzuhalten. Dies bedeutet, dass Bestandsanlagen nicht frühzeitig stillgelegt werden dürfen, und dass geplante Projekte realisiert werden müssen. Im Falle der Nicht-Einhaltung werden Strafzahlungen fällig. Der KVM garantiert dem Stromerzeuger eine Kapazitätszahlung in Höhe des Auktionspreises. Der Stromerzeuger überträgt dem KVM Verfügbarkeitsoptionen. Die Menge dieser Optionen entspricht der von diesem Stromerzeuger verkauften Kapazität. 115

122 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen E5 Verfügbarkeitsoptionen Die Verfügbarkeitsoption ist eine Call-Option auf die Differenz aus einem Referenz- Spotmarktpreis für Strom (z.b. EEX Day-Ahead) (Spotmarktpreis) und einem Ausübungspreis, der von dem KVM festgelegt wird. Der KVM gibt diese Einnahmen an die Stromlieferanten weiter. Er fungiert als Verrechnungsstelle, indem er die Zahlungen der Stromerzeuger und die Ansprüche der Stromlieferanten glattstellt. Die Verfügbarkeitsoptionen haben im Wesentlichen drei Funktionen: Die Stromlieferanten sind gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises abgesichert. Die Stromerzeuger haben keine Anreize, ihre unvermeidliche Marktmacht in Knappheitssituationen auszunutzen. Das Investitionsrisiko der Stromerzeuger verringert sich, weil seltene, aber hohe Peak-Preise auf dem Spotmarkt nicht mehr bei der Investitionsrechnung antizipiert werden müssen. Die entgangenen Erlöse aus der Differenz Spotmarktpreis- Ausübungspreis werden bei dem Kapazitätsgebot in der Auktion eingepreist. Damit die Stromlieferanten genau abgesichert sind, muss die Auszahlungsfunktion der Option (Barausgleich) an die tatsächliche Nachfrage gekoppelt werden. Das Ergebnis ist eine der Last folgende Call-Option. Genau wie oben bezeichnet die gesamte in der Auktion beschaffte Kapazität, den Anteil eines Stromerzeugers an dieser gesamten beschafften Kapazität und den vom KVM festgelegten Ausübungspreis. Wenn in einer bestimmten Stunde eine Nachfrage in Höhe von und ein Spotmarktpreis in Höhe von beobachtet wird, ergibt sich eine Zahlung von Stromerzeuger an den KVM in Höhe von max(0, ). Der Term max(0, ) entspricht der Auszahlung einer Call-Option mit Underlying und Ausübungspreis. Durch den Faktor wird der Barausgleich der Option an die aktuelle Nachfrage und den Anteil der Kapazität von Stromerzeuger skaliert. Summiert über alle Stromerzeuger, erhält der KVM dann eine Zahlung in Höhe von = max(0, ) max(0, ). Diese Summe reicht also per Konstruktion genau aus, um die Nachfrage gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises abzusichern. 116

123 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Für eine Beispielrechnung sei angenommen, dass Stromerzeuger Kapazität in Höhe von = 500 MW in der Auktion verkauft habe, und dass der Ausübungspreis vom KVM auf 300 /MWh fixiert wurde. Der Spotmarktpreis in einer gegebenen Stunde betrage 400 /MWh. Beispiel 5: Wenn wir die Stunde der Spitzenlast betrachten, und annehmen, dass gerade so viel verlässliche Kapazität beschafft wurde, dass die Spitzenlast gedeckt werden kann, dann folgt. Als Auszahlung des Stromerzeugers an den KVM ergibt sich dann: = (0, ) = 100 = 100 = = Nehmen wir jetzt an, dass = 0.9. Dann reduziert sich die Zahlung proportional: = 0,9 (0, ) = = Alle bisher erklärten Zahlungsströme zwischen Stromerzeugern und KVM sind schematisch in Abbildung E.1 dargestellt. Der KVM leistet also Kapazitätszahlungen an die Stromerzeuger und erhält von diesen im Gegenzug den Barausgleich aus den Verfügbarkeitsoptionen. Wenn es im Markt ein Missing Money Problem gibt, dann ist die Differenz aus Kapazitätszahlungen und Barausgleich positiv und entspricht (kumuliert) den fehlenden Deckungsbeiträgen, die zur Errichtung der angestrebten Kapazität benötigt werden. In den nächsten zwei Abschnitten wird dargestellt, wie sowohl die Kapazitätszahlungen als auch der Barausgleich aus den Optionen an die Endkunden weitergegeben werden können. Das Schema in Abbildung E.1 wird dann um die Nachfrageseite ergänzt. E6 Festlegung des Ausübungspreises Der Ausübungspreis ist ein wichtiger Parameter bei der Konzeption der Versorgungssicherheitsverträge. Ein niedriger Ausübungspreis führt zu geringeren Erlösen auf den Gütermärkten. und damit zu höheren Kapazitätszahlungen, ein hoher Ausübungspreis bewirkt das Gegenteil. Die Anreize zur Stromerzeugung werden durch die Höhe des Ausübungspreises jedoch nicht verändert. Zur Verdeutlichung nehmen wir an, dass der Ausübungspreis auf null gesetzt wird: Alle Erzeuger müssen dann aufgrund der Verfügbarkeitsoptionen sämtliche Erlöse des Spotmarktes abgeben. Gleichwohl haben sie einen Anreiz zu produzieren wenn immer der Preis ihre Grenzkosten übersteigt (denn die Zahlung aus der Option müssen sie auch dann leisten, wenn sie nicht produzieren). Das bedeutet aber, dass sie im laufenden Geschäft nicht einmal mehr ihre variablen Erzeugungskosten decken können. Die fehlenden Beträge werden dann beim 117

124 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen ABBILDUNG E.1: SCHEMA ZAHLUNGSSTRÖME I Quelle: EWI Gebot in der Kapazitätsauktion berücksichtigt, so dass die Kapazitätszahlungen dementsprechend höher ausfallen. Wir empfehlen, den Ausübungspreis so zu setzen, dass er die variablen Kosten des teuersten Kraftwerks (gerade) übersteigt, und zwar aus folgenden Gründen: Die Weitergabe der gesunkenen Beschaffungskosten durch die Stromlieferanten an die Endkunden funktioniert nur, wenn der Wettbewerb im Endkunden-Markt hinreichend intensiv ist. Bei einem geringen Ausübungspreis sinken die Beschaffungskosten stark. Wenn der Wettbewerb im Endkunden-Markt nicht ausreicht, diese gesunkenen Beschaffungskosten weiterzugeben, ist der Schaden für Endkunden groß. Bei einem niedrigen Ausübungspreis machen Erzeuger im laufenden Geschäft Verluste. Idealerweise haben sie dies in der Kapazitätsauktion antizipiert und entsprechend hohe Kapazitätszahlungen verlangt (und Rücklagen gebildet). Unterschätzen Erzeuger diese Verluste oder verhalten sie sich opportunistisch weil sie durch eine Haftungsbeschränkung geschützt sind, so besteht die Gefahr, dass die Erzeuger z.b. bei steigenden Rohstoffpreisen in Konkurs gehen; damit droht auch die Gefahr, dass sie mit einem möglichen Konkurs argumentieren, um nachträglich den Ausübungspreis nach oben zu korrigieren. 118

125 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Da Stromlieferanten gegen Preise oberhalb des Ausübungspreises vollkommen abgesichert sind, haben sie keine Anreize, ihre Nachfrage bei solchen Preisen (weiter) zu reduzieren. (DSM-Maßnahmen können sie aber in der Kapazitätsauktion anbieten.) Ein zu niedriger Ausübungspreis reduziert die Preisregion, bei der die Nachfrager auf den Preis reagieren können, weiter. Es ist auch denkbar, den Ausübungspreis zu indexieren, um sicherzustellen, dass er die Grenzkosten der letzten relevanten Kraftwerkstechnologie deckt. Eine mögliche Indexierung wäre die Bindung an den Preis eines liquiden Spotmarktes für Erdgas. Dabei ist zu bedenken, dass dies gegenüber der Variante ohne Indexierung das Risiko für Stromlieferanten erhöht (aufgrund des unsicheren Erdgaspreises). Auch muss den üblichen preissteigernden Problemen von Indexierungen Rechnung getragen werden. Gaskunden, deren Erlöse durch die Indexierung mit dem Gaspreis steigen, haben ein geringeres Interesse daran, den Gasbezugspreis niedrig zu halten. E7 Die Stromlieferanten sind gegen hohe Spotmarktpreise abgesichert Die Verfügbarkeitsoption wird genutzt, um die Stromlieferanten gegen Spotmarktpreise oberhalb des Ausübungspreises abzusichern. Dies wird erreicht, indem der KVM den Barausgleich aus den Verfügbarkeitsoptionen an die Stromlieferanten 98 weitergibt. Dazu muss der Stromlieferant dem KVM nachweisen, wie viel Strom er in jeder Stunde, in der der Spotmarktpreis den Ausübungspreis überschritten hat, beschafft hat. Für die folgenden Analysen beschränken wir uns auf einen Spotmarkt für Strom Terminmärkte werden in Anhang E10 betrachtet. Für eine gegebene Stunde bezeichne die Nachfrage des Stromlieferanten. Wenn dieser dem KVM diese Nachfrage nachweist, z.b. über Beschaffungsverträge, erhält er vom KVM eine Zahlung in Höhe von = max(0, ). Beispiel: Wie oben soll der Ausübungspreis auf 300 /MWh fixiert sein. Wenn ein Stadtwerk (Stromlieferant) MWh zu einem Spotmarktpreis von 400 /MWh beschafft, erhält es vom KVM eine Zahlung in Höhe von = max(0, ) = 100, Stromlieferant : analog zu Begriffsbestimmung 3 Nr. 19b Gaslieferant (natürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Strom zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist). 119

126 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Da die Höhe der Zahlung ex-post auf Basis tatsächlicher Mengen gehandelter Elektrizität ermittelt wird, und weil auch der Barausgleich der Optionen ex-post ermittelt wird, gilt Die Stromlieferanten sind also per Konstruktion vollständig gegen Spotmarktpreise, die den Ausübungspreis übersteigen, abgesichert.. Der Wettbewerb auf dem Endkunden-Markt stellt sicher, dass die Kostenvorteile der Stromlieferanten bei der Beschaffung an die Endkunden weitergegeben werden. Abbildung E.2 zeigt das vollständige Schema aller Zahlungsströme. ABBILDUNG E.2: SCHEMA ZAHLUNGSSTRÖME II Quelle: EWI 120

127 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen E8 DSM-Maßnahmen mit unterschiedlicher Verlässlichkeit Das Produkt, das Stromerzeuger verkaufen, besteht aus der Kapazitätsverpflichtung und den Verfügbarkeitsoptionen, wie in den Anhängen E4 und E5 beschrieben wurde. Um ihre Kapazitätsverpflichtungen zu erfüllen, können Stromerzeuger herkömmliche Erzeugungskapazitäten oder Erzeugungskapazitäten in Form von Nachfrageflexibilitäten (DSM- Maßnahmen) bieten. Dies führt zu zusätzlichen Herausforderungen, weil die meisten DSM- Maßnahmen nicht über eine längere Zeitperiode zur Verfügung stehen. Sie können somit zur Versorgungssicherheit beitragen, aber auf eine andere Weise als Kraftwerke. Beispiel 1: Eine DSM-Maßnahme kann seine Nachfrage über einen Zeitraum von zwei Stunden reduzieren, muss aber in den folgenden zwei Stunden diese abgeworfene Last nachholen. Wenn am Markt eine Knappheitssituation über mehr als zwei Stunden andauert, können Stromerzeuger ihre Kapazitätsverpflichtung nicht einhalten. Zudem kann die Nachfrage in solchen Stunden, in denen die Last nachgeholt wird, stark steigen. Beispiel 2: Zwölf DSM-Maßnahmen können ihre Last jeweils um 10 MW über zwei Stunden reduzieren und müssen die abgeworfene Last nicht nachholen. Diese Maßnahmen eignen sich gut, um gebündelt in den Markt zu bieten und könnten 10 MW Kapazität anbieten, ähnlich zu einem Kraftwerk. Es muss also ein System konzipiert werden, in dem verschiedene DSM-Maßnahmen in der Kapazitätsauktion unterschiedlich gewichtet und aggregiert werden können. Beispielsweise könnte eine Expertenkommission Gewichte festlegen, die sich am geschätzten Beitrag verschiedener Technologien zur Versorgungssicherheit orientieren. Dabei ist eine weitere Schwierigkeit zu beachten: der Beitrag einer DSM-Maßnahme zur Versorgungssicherheit lässt sich erst ex-post, also nach der Auktion, ermitteln, wenn die Struktur der übrigen beschafften Kapazität bekannt ist. Somit können sich ex-ante Einschätzung und ex-post Bewertung unterscheiden. E9 Erneuerbare Energien Genau wie DSM-Maßnahmen können auch erneuerbare Energien zur Versorgungssicherheit beitragen, allerdings zu einem deutlich geringeren Grad. Grundsätzlich können erneuerbare Energien daher gemäß dem ihnen durch den KVM im Rahmen der Präqualifikation bestimmten Anteil an der Kapazitätsauktion teilnehmen. Alternativ könnte der aus dem Gesamtportfolio an erneuerbaren Energien entstehende Beitrag zur Versorgungssicherheit pauschal von der Spitzenlast bei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs durch den KVM abgezogen werden. 121

128 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Am einfachsten zu implementieren ist die zweite Alternative. Für sie spricht auch, dass sich alle Portfolio-Effekte die sich aus den stochastischen Eigenschaften der erneuerbaren Energien ergeben, auf aggregierter Ebene am besten erfassen lassen. Alternativ müsste für jedes Teilportfolio erneuerbarer Energien (im Extremfall für eine einzelne Windkraftanlage) der individuelle Beitrag zur Versorgungssicherheit bestimmt werden. Dies wäre nicht nur aufwändig, sondern würde auch dazu führen, dass der Kapazitätswert, der sich aus der Summe der so einzeln zugesprochenen Kapazitätswerte ergäbe, den Gesamtbeitrag vermutlich unterschätzen würde. Es scheint daher sinnvoller, erneuerbare Energien vom Gesamt-Kapazitätsbedarf entsprechend des Gesamtbeitrags der erneuerbaren Energien zur Versorgungssicherheit von der Spitzenlast abzuziehen. Der KVM würde dann eine Residual-Spitzenlast ausschreiben. Für erneuerbare Energien bedeutet dies, dass sie nicht in den Genuss von Kapazitätszahlungen kommen können. Diese wären aufgrund des vermutlich geringen Leistungskredits (z.b. für Solaranlagen vermutlich von null) ohnehin gering. E10 Terminmärkte Terminmärkte sind ein Instrument, um Preisrisiken abzusichern. Da das Preisrisiko des Stromlieferanten für Preise oberhalb des Ausübungspreises bereits durch die Verfügbarkeitsoptionen abgesichert ist, kommt es marktgetrieben zu Änderungen bei der Vertragsgestaltung, da beispielsweise ein Forward-Kontrakt für Stromerzeuger nur noch sinnvoll ist, wenn dieser Kontrakt gegen Spotmarktpreise unterhalb des Ausübungspreises absichert. Es bezeichne den Preis eines Forward-Kontrakts. Dann folgt, denn kein Stromlieferant wird bereit sein, mehr als den Ausübungspreis auf dem Terminmarkt zu zahlen. Wird der Forward-Kontrakt als rein finanzielles Instrument betrachtet, das aufgrund von Preisdifferenzen zu einer Zahlung zwischen Käufer und Verkäufer führt, so erhält der Käufer des Forwards in einer gegebenen Stunde folgende Zahlung: ) falls, ) sonst. Durch den Forward-Kontrakt erhält der Käufer also die Differenz aus Ausübungspreis und Spotmarktpreis, denn in dem Fall, in dem der Spotmarktpreis den Ausübungspreis übersteigt, ist die verbleibende Differenz durch Verfügbarkeitsoptionen abgesichert. Werden alle Zahlungen des Käufers subsummiert, so erhält dieser am Ende die gewünschte Strommenge und zahlt den vereinbarten Preis für jede Einheit der Forward-Kontrakt leistet also dasselbe wie im heutigen Marktdesign. 122

129 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Für einen Stromerzeuger, der einen Anteil an der in der Auktion beschafften Kapazität hat (siehe Seite 116) und einen Forward-Kontrakt wie oben verkauft, stellt sich die Situation im Fall > folgendermaßen dar: Durch die Verfügbarkeitsoptionen hat der KVM gegenüber dem Stromerzeuger einen Anspruch auf einen Barausgleich in Höhe von ). Aus dem Forward-Kontrakt resultiert eine Zahlung vom Stromerzeuger an den Käufer des Forwards in Höhe von. Wenn ein Stromerzeuger nun zum Zeitpunkt der Fälligkeit des Forward-Kontrakts eine Menge erzeugt und am Spotmarkt zum Spotmarktpreis verkauft, erhält er insgesamt eine Zahlung in Höhe von (vgl. Cramton und Ockenfels (2012)). Die produzierte Menge muss dabei nicht notwendig mit der Menge oder der Verpflichtung aus den Verfügbarkeitsoptionen übereinstimmen. Gilt aber, so vereinfacht sich obige Gleichung zu ( ). Der Stromerzeuger verkauft seine produzierte Menge also effektiv zum Preis, genau wie im heutigen Markt. Produziert er mehr als die Verpflichtung aus den Verfügbarkeitsoptionen, gilt also, so erzielt er zusätzliche Gewinne in Höhe von ). Dieser Gewinn wird von solchen Stromerzeugern getragen, die weniger als ihre Verpflichtung aus Verfügbarkeitsoptionen erzeugt haben. Um die obigen Zahlungsströme zu realisieren, ist es offenbar nicht erforderlich, dass Marktakteure ihre Terminkontrakte gegenüber dem KVM offenlegen. E11 Regelenergiemärkte Wenn ein Stromerzeuger sein Gebot auf einem Regelenergiemarkt platziert, berücksichtigt er dabei entgangene Spotmarkt-Gewinne. Maßgeblich für sein Gebot ist also der antizipierte Spotmarktpreis. Dieses Kalkül bleibt erhalten, wenn der beschriebene Kapazitätsmarkt implementiert wird. 123

130 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Beispiel: Ein Kraftwerk mit einer Leistung von 400 MW habe eine Verpflichtung aus Kapazitätsoptionen in Höhe von 350 MW. Angenommen, der Stromerzeuger möchte 100 MW Leistung an einem Markt für positive Regelleistung verkaufen. Der antizipierte Spotmarktpreis soll größer sein als der Ausübungspreis. Dadurch entsteht eine Verpflichtung aus Verfügbarkeitsoptionen in Höhe von 50 ), die der Stromerzeuger nicht durch eigene Erzeugung glattstellen kann, da er ja aufgrund er Teilnahme am Regelenergiemarkt nur noch 300 MW am Spotmarkt verkaufen kann. Auch die Erlöse aus der Kapazitätsverpflichtung in Höhe von 50, die er behalten darf, kann er nicht erwirtschaften. Zusätzlich entgehen ihm die Erlöse, die er durch den Verkauf der verbleibenden 50 MW zu einem Preis von erzielt hätte. Insgesamt ergeben sich Kosten in Höhe von 50 ( ) = 100. Er muss sein Gebot also gegen entgangene Erlöse in Höhe von 100 bewerten, genau wie im heutigen Markt. Zusammenfassend halten wir fest, dass der Kapazitätsmechanismus das Bietverhalten auf Regelenergiemärkten nicht verändert. E12 Regionalisierung Prinzipiell kann bei innerdeutschen Netzengpässen der hier vorgestellte Kapazitätsmarkt regionalisiert werden. Dazu muss zunächst ein regionaler Kapazitätsbedarf ermittelt werden. Dann wird der Gesamtbedarf über eine Auktion ersteigert, wobei sich zusätzliche Nebenbedingungen aus dem regionalen Kapazitätsbedarf ergeben. Dies kann zu unterschiedlichen Kapazitätszahlungen in den verschiedenen Regionen führen: Dazu kommt es, wenn in einer gegebenen Auktionsrunde die Nachfrage einer Region gerade gedeckt ist, aber das Gesamtangebot die Gesamtnachfrage noch übersteigt. Für die betroffene Region wird die Kapazitätszahlung dann fixiert, während die Kapazitätszahlung für die übrigen Regionen weiter gesenkt wird, bis Gesamtnachfrage und Gesamtangebot übereinstimmen. Die Preisdifferenzen zwischen den Regionen sind ein Maß für die Mehrkosten, die aufgrund der innerdeutschen Netzengpässe entstehen. Neben diesen Mehrkosten hat eine regionale Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes den Nachteil, dass die Marktkonzentration in einigen Regionen zunehmen kann, wodurch die Ausübung von Marktmacht begünstigt wird. Insofern ist der Netzausbau einem regionalisierten Kapazitätsmarkt vorzuziehen. In jedem Fall müssen Netzausbau und die Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes koordiniert werden. 124

131 Anhang E Details zu Versorgungssicherheitsverträgen Beispiel: Aufgrund von Netzengpässen legt der KVM den Bedarf an Erzeugungskapazität für Nord- und Süddeutschland getrennt fest: Pro Region werden insgesamt 50 GW benötigt. Die Auktion beginnt mit einem Starpreis von 60 /kw/jahr. In beiden Regionen wird mehr als 50 GW geboten. Der Preis wird schrittweise reduziert. Bei einem Preis von 30 /kw/jahr werden in Süddeutschland 50 GW geboten und in Norddeutschland 60 GW. Für die Kapazitäten in Süddeutschland wird dann die Zahlung in Höhe von 30 /kw/jahr fixiert. Der Preis der Auktion wird dann weiter gesenkt, bis auch in Norddeutschland genau 50 GW geboten werden. In Norddeutschland ist die Kapazitätszahlung dann geringer als in Süddeutschland. 125

132 Anhang F Internationale Erfahrungen ANHANG F INTERNATIONALE ERFAHRUNGEN In vielen liberalisierten Strommärkten weltweit existieren bereits Kapazitätsmechanismen. Im Folgenden werden die Kapazitätsmechanismen der Strommärkte in Spanien, in Schweden und Finnland sowie unterschiedliche Typen von Kapazitätsmärkten in Stromsystemen der USA analysiert. Anschließend wird der Stand der Diskussion um Kapazitätsmechanismen in den europäischen Nachbarländern erläutert. F1 Kapazitätszahlungen Pagos por Capacidad in Spanien Kraftwerksbetreiber erhalten Kapazitätszahlungen für die Bereitstellung von Kapazität. Diese Zahlungen sollen Investitionsanreize schaffen. Häufig sollen Kapazitätszahlungen Investitionsanreize für eine bestimmte vom zentralen Planer vorgegebene Kapazitätsmenge schaffen. Entsprechend kann die Höhe der Zahlung mit der Menge an Kapazität im Markt variieren, um dem zentralen Planer eine Möglichkeit zur indirekten Steuerung der Gesamtkapazität zu geben. Es wird jedoch immer der Preis für Kapazität vorgegeben und nicht die Menge. Die gesamte Kapazität ist ein Marktergebnis. 99 Motivation und Zielsetzung Infolge der Liberalisierung wurden in Spanien bereits 1998 Kapazitätszahlungen implementiert, um Anreize für Investitionen in neue Kapazitäten zu schaffen. In Erwartung fallender Strompreise erhielten solche Erzeuger, die vor der Liberalisierung in neue Kapazitäten investiert hatten, Kompensationszahlungen. 100 Im Jahr 2007 wurde der Mechanismus grundlegend verändert, wobei die Höhe der Kapazitätszahlungen an die Menge der sicher verfügbaren Leistung im System gekoppelt wurde. Zudem war ein zusätzlicher Mechanismus vorgesehen, der explizit die Verfügbarkeit von Kapazität entlohnt, sodass die Kapazität bei erhöhtem Bedarf auch tatsächlich zur Verfügung steht. 101 Bisher wurde jedoch ein solcher Mechanismus nicht eingeführt Vgl. Süßenbacher et al Der erste Kapazitätsmechanismus wurde Garantia de Potencia genannt. Die Kompensationszahlungen für bestehende Kraftwerke wurden unter dem Mechanismus Costes de Transicion a la Competencia geleistet. Erst seit der Reform im Jahr 2007 heißt der Mechanismus Pagos por Capacidad (Federico/Vives, 2008). 101 Während Kapazitätszahlungen die Errichtung von Kapazität sicherstellen, sollen diese zusätzlichen Zahlungen die Verfügbarkeit der Kraftwerke in Spitzenlastzeiten garantieren. 102 Stand: Januar

133 Anhang F Internationale Erfahrungen Implementierung Seit der Einführung der Pagos por Capicidad im Jahr 2007 erhalten neue Kraftwerkskapazitäten mit einer Größe von mindestens 50 MW sowie Bestandsanlagen- Kapazitätszahlungen. 103 Die Zahlungen werden ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Kraftwerks für eine Dauer von zehn Jahren gewährt. Die Höhe der Zahlungen hängt von der bereits bestehenden Menge an sicher verfügbarer Leistung und dem Spitzenlastbedarf im Markt ab und wird vom Regulator mit Hilfe des Reserveindex bestimmt (Reserveindex = sicher verfügbare Leistung/ Spitzenlastbedarf). Abbildung F.1 zeigt die Höhe der Kapazitätszahlungen bei gegebenem Reserveindex. Falls der Reserveindex nicht größer als 1,1 ist, erhalten Kraftwerksbetreiber über einen Zeitraum von zehn Jahren jährliche Kapazitätszahlungen in Höhe von 28 /kw. Ein neues 200 MW Kraftwerk würde folglich bei diesem Reserveindex Zahlungen von insgesamt 56 Mio. Euro erhalten. Steigt die Menge an sicher verfügbarer Leistung im Markt an, so steigt auch der Reserveindex und die Kapazitätszahlungen fallen für neue Kapazität geringer aus. 104 Ab einem Reserveindex von 1,29 gibt es keine Kapazitätszahlungen mehr. Die Kosten, die durch die Kapazitätszahlungen entstehen, werden auf die Endverbraucher umgelegt. Kraftwerke, für die Kapazitätszahlungen gezahlt werden, vermarkten den Strom genau wie Bestandsanlagen am Großhandelsmarkt. 105 ABBILDUNG F.1: HÖHE DER KAPAZITÄTSZAHLUNGEN IN SPANIEN Quelle: Federico/Vives (2008) 103 Bestandsanlagen müssen Umweltauflagen erfüllen, zum Beispiel den Einbau von Entschwefelungsanlagen bei Kohlekraftwerken. 104 Für jedes zusätzliche Prozent an Reserve sinken die Kapazitätszahlungen um 1,5 /kw. Falls der Reserveindex 1,11 ist, ergeben sich Kapazitätszahlungen in Höhe von 26 /kw/a; bei einem Reserveindex von 1,12 entsprechen die Kapazitätszahlungen 25 /kw/a etc. 105 Federico/Vives (2008). 127

134 Anhang F Internationale Erfahrungen Erkenntnisse In den vergangenen Jahren hat sich die installierte Kapazität in Spanien deutlich erhöht. Insbesondere wurde in GuD-Anlagen sowie in Wind- und Solarenergie investiert (siehe Abbildung F.2). Aufgrund der kurzen Laufzeit des Kapazitätsmechanismus und des Zeitabstands von Investitionsentscheidung und Inbetriebnahme des Kraftwerks lassen sich die Investitionen nicht auf die Einführung der Pagos por Capacidad zurückführen. MW Wind- und Solarenergie Andere Brennstoffe GuD Öl/Gas Kohle Kernkraft Wasserkraft ABBILDUNG F.2: ENTWICKLUNG DER INSTALLIERTEN LEISTUNG IN SPANIEN VON Quelle: Red Electrica und EURELECTRIC Gleichzeitig waren die Wachstumsraten der Stromnachfrage in den letzten Jahren geringer als zwischen 1996 und Insgesamt stieg die Stromnachfrage zwischen 1996 und 2006 um über 60%. 106 Im gleichen Zeitraum betrug das Wachstum der Stromnachfrage in Deutschland knapp 13%. 107 Abbildung F.3 zeigt die Entwicklung der Stromnachfrage in Spanien in den Jahren 1991 bis Aufgrund des starken Zubaus von GuD-Kraftwerken stieg die sicher verfügbare Leistung im Verhältnis zum Spitzenlastbedarf und der Reserveindex wurde größer. Abbildung F.4 zeigt die Entwicklung des Reserveindexes in den Jahren 1991 bis In der Zeit vor der Liberalisierung (bis 1997) lag der Reserveindex zwischen 1,3 und 1,5. In den folgenden 106 AG Energiebilanzen (2011). 107 Red Electrica (1996, 2001, 2006, 2011). 128

135 Anhang F Internationale Erfahrungen Jahren fiel er deutlich ab, obwohl Kapazitätszahlungen implementiert waren. 108 Teilweise sank der Reserveindex unter den vorgegebenen minimalen Zielwert von 1,1. Die durchschnittlichen Kapazitätszahlungen waren gering und sanken von 7,7 /MWh im Jahr 1998 auf 5,6 /MWh im Jahr In den Jahren 2001 bis 2005 betrugen die Kapazitätszahlungen 4,5 /MWh. 109 Mit der Einführung der Pagos por Capacidad im Jahr 2007 wurden die Kapazitätszahlungen neu konzipiert (siehe Abschnitt Implementierung ): Die maximale Zahlung, die ein Anlagenbetreiber insgesamt erhalten kann, beträgt jetzt 280 /kw. Eine Gasturbine, deren Investitionskosten etwa 400 /kw betragen, müsste dann noch 120 /kw über die Erlöse durch den Verkauf von Strom abdecken. 110 Wenn die Gasturbine nur schwach ausgelastet ist, müsste sie in wenigen Stunden den Strom zu einem Preis verkaufen, der deutlich über ihren Erzeugungskosten liegt. TWh ABBILDUNG F.3: ENTWICKLUNG DER STROMNACHFRAGE IN SPANIEN VON Quelle: Red Electrica 108 Red Electrica (2002, 2004, 2006, 2011). 109 Vor der Einführung des Pagos por Capacidad im Jahr 2007 war die Struktur der Kapazitätsraten, die von unterschiedlichen Verbrauchern gezahlt wurden, sehr undurchsichtig und änderte sich häufig. Zum Beispiel waren die Raten abhängig davon, ob die Verbraucher Strom über ein Versorgungsunternehmen bezogen oder direkt im Pool eingekauft haben. Zudem konnte die Höhe der Raten für solche Verbraucher, die direkt am Pool einkauften, über den Tag variieren (Crampes, C./ Fabra, N., 2004). 110 Für diese Überschlagsrechnung wurde von einer Diskontierung abgesehen. Bei Berücksichtigung einer Diskontierung der Kapazitätszahlungen vergrößert sich die Lücke. 129

136 Anhang F Internationale Erfahrungen 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0, índice mínimo deseable índice de cobertura ABBILDUNG F.4: ENTWICKLUNG DES RESERVEINDEX (INDICE DE COBERTURA) IN SPANIEN VON Quelle: Red Electrica Zurzeit scheinen die Kapazitätszahlungen ex-post zu niedrig zu sein. Anlagenbetreiber können nur geringe Erlöse am Strommarkt erzielen zugleich wurden die Kapazitätszahlungen nicht angepasst. Die Betreiber möchten teilweise Anlagen stilllegen, um Verluste zu begrenzen dies ist ihnen aber gesetzlich untersagt. Mittlerweile versuchen Betreiber über die EU, dieses Verbot aufzuheben. Obwohl die Stromnachfrage in Spanien seit der Liberalisierung gestiegen ist, sind keine Kapazitätsknappheiten aufgetreten. Auch nahm nach der Einführung des Pagos por Capacidad der Zubau an GuD-Anlagen selbst dann noch zu, als sich das Wachstum der Stromnachfrage zwischen 2007 und 2010 deutlich abgeschwächt hat. Es ist aber unklar, ob die Kapazitätszahlungen einen wesentlichen Beitrag geleistet haben. 111 Implikationen für Deutschland Der Mechanismus der administrativ bestimmten Kapazitätszahlungen könnte so oder in ähnlicher Form auch in Deutschland implementiert werden. Zum Beispiel könnte die Bundesnetzagentur in gleicher Rolle wie der spanische Regulierer (Comision Nacional de Energia), die Höhe der Kapazitätszahlungen bestimmen. Die Kosten könnten dann über die Übertragungsnetzbetreiber auf die Endverbraucher umgelegt werden, zum Beispiel über die Netzentgelte auf Hochspannungsebene. 111 Frontier Economics (2011, 90) führt den Zubau unter anderem auf die verbesserte Gasinfrastruktur zurück und darauf das bestimmte Anlagenbetreiber Kapazitäten wieder zubauen dürfen. 130

137 Anhang F Internationale Erfahrungen In Kapitel 3.3 haben wir dargestellt, dass in den Simulationen 8 GW der installierten Gasturbinenleistung im Jahr 2030 nicht produzieren. Die Investitionskosten müssten folglich vollständig über die Kapazitätszahlungen gedeckt werden. Eine Gasturbine mit Investitionskosten von etwa 400 /kw müsste über einen Zeitraum von zehn Jahren Kapazitätszahlungen in Höhe von mindestens 40 /kw erhalten, damit ein Anreiz bestünde, diese Gasturbinen zu bauen. Entsprechend müsste die maximale Zahlung, die ein Kraftwerk erhalten kann, deutlich höher sein als der maximale Wert in Spanien (280 /kw). Die Kapazitätszahlungen werden in Spanien nur für neue Kraftwerkskapazität gewährt - Bestandsanlagen erhalten in der Regel keine Kapazitätszahlungen. Das kann dazu führen, dass Bestandsanlagen frühzeitig zu Gunsten von neuen Anlagen stillgelegt werden. 112 F2 Kapazitätsausschreibung Strategische Reserve in Schweden und Finnland Bei Kapazitätsausschreibungen verpflichten sich die Anbieter, Anlagen zu bauen, und erhalten dafür Zahlungen. Alternativ ist es auch möglich, dass Anbieter dafür bezahlt werden, dass sie Kapazitäten nicht stilllegen. Eine spezielle Form der Kapazitätsausschreibung stellt die Strategische Reserve dar: Als Strategische Reserve werden Kapazitäten bezeichnet, die speziell für Knappheitssituationen bereit gehalten werden. Die Strategische Reserve wird als Back-up Kapazität genau dann eingesetzt, wenn die am Markt gebotenen Strommengen die Stromnachfrage nicht decken können. Motivation und Zielsetzung in Schweden und Finnland In Schweden und Finnland bestehen die installierten Kraftwerkskapazitäten zu 48% bzw. 19% aus Wasserkraftwerken. 113 Die Verfügbarkeit von Laufwasser und der Speicherstand in Speicherseen variieren im Verlauf eines Jahres: im Winter steht aufgrund der niedrigen Temperaturen weniger Wasserkraft zur Verfügung als in den anderen Jahreszeiten. Um die Stromnachfrage zu jedem Zeitpunkt decken zu können, soll die verfügbare Leistung im System insbesondere in den Wintermonaten erhöht werden. Die Strategische Reserve soll eine sichere Stromversorgung in Knappheitssituationen ermöglichen. Konkret soll durch konstante Zahlungen an ältere Bestandsanlagen verhindert werden, dass diese (vorzeitig) stillgelegt werden. Auslöser für die Einführung des Kapazitätsmechanismus in Schweden war die stetig abnehmende installierte Kraftwerksleistung in den 1990er Jahren. In der Zeit von 1996 bis Ähnlich: Frontier Economics (2011). 113 Eurelectric (2009). 131

138 Anhang F Internationale Erfahrungen fiel der Quotient aus Angebot (inkl. Importe) und Nachfrage um fast 20%. Im Winter 2002/2003 kam es zu ersten Erzeugungsengpässen. Im Jahr 2003 wurde ein Gesetz zur Reservevorhaltung verabschiedet. 114 Implementierung In Schweden und Finnland ist die Strategische Reserve bereits seit 2003 beziehungsweise 2006 implementiert. Sie wurde explizit als Übergangsmechanismus eingeführt, um mögliche Kapazitätsengpässe kurzfristig zu vermeiden, indem Stilllegungen von Kraftwerken verhindert werden. Der Mechanismus wurde erst implementiert, nachdem Erzeugungsengpässe bereits aufgetreten waren. Die Laufzeit des Mechanismus wurde häufig verlängert. Im März 2011 wurde ein endgültiges graduelles Auslaufen in Schweden bis zum Jahr 2020 beschlossen. Die örtlichen Regulierer legen fest, wie viel Strategische Reserve von den TSOs, Svenska Kraftnät in Schweden und Fingrid in Finnland, vorgehalten werden soll. Derzeit beträgt die Strategische Reserve in Schweden MW und in Finnland 600 MW. Die Strategische Reserve wird in Schweden sowohl von konventionellen Kraftwerken (Gas-, Öl-, und Kohlekraftwerke) als auch von Verbrauchern über Demand Side Management (DSM) bereitgestellt. Der Anteil von DSM an der Strategischen Reserve beträgt zurzeit 30% und soll in den folgenden Jahren erhöht werden. 115 In Finnland besteht die Strategische Reserve im Wesentlichen aus alten Kohlekraftwerken. Seit 2011 wird die Strategische Reserve in Finnland über Auktionen erworben, die alle zwei Jahre stattfinden. Die Vorlaufzeiten sind kurz und betragen weniger als sechs Monate. Die erste Auktion fand in Finnland im Mai 2011 statt. Die erste Vertragsperiode begann im Oktober Aufgrund der kurzen Vorlaufzeiten können nur Bestandsanlagen bieten. Die Vertragslaufzeiten betragen ein bis zwei Jahre. In Schweden werden Verträge lediglich für einen Winter (vier bis fünf Monate) abgeschlossen. Um Strategische Reserve anbieten zu können, müssen in Finnland die Kraftwerke in den Wintermonaten Dezember bis Februar innerhalb von zwölf Stunden betriebsbereit sein, in den Monaten März bis November innerhalb eines Monats. In Schweden wird Strategische Reserve nur in der Zeit von November bis März vorgehalten. 116 Im Knappheitsfall kann die Strategische Reserve vom Börsenbetreiber Nordpool aktiviert werden. Knappheit liegt dann vor, wenn die in den Day-Ahead Markt gebotenen Stromerzeugungsmengen die Nachfrage nicht decken können. Die Strategische Reserve wird dann zur Markträumung genutzt. Falls der Preis der letzten regulär am Spotmarkt gebotenen Einheit kleiner als /MWh ist, wird der Markträumungspreis auf den Preis des letzten Gebots zuzüglich 0,1 /MWh festgesetzt. Übersteigt das letzte Gebot /MWh, so wird die 114 Energy Markets Inspectorate (2011). 115 Svenska Kraftnät (2010). 116 Fingrid(2011b), Svenska Kraftnät (2010). 132

139 Anhang F Internationale Erfahrungen Strategische Reserve mit /MWh in den Markt geboten. Bei Knappheit werden die Kapazitätsreserven in beiden Ländern gemäß ihrem Anteil an der Summe der Strategischen Reservekapazitäten beider Länder aktiviert, falls die Übertragungsnetzleistung dies zulässt. 117 Die Strategische Reserve kann auch von den TSOs aktiviert werden, wenn die Reservekapazität knapp ist. Die Kosten für die Vorhaltung und für die Nutzung der Reserve werden über die Bilanzkreisverantwortlichen auf die Endverbraucher umgelegt. Erkenntnisse Der Börsenbetreiber Nord Pool musste in den letzten Wintern vereinzelt auf die Strategische Reserve der beiden Länder zurückgreifen. Im Winter 2009/2010 wurde diese drei Mal für wenige Stunden aktiviert, im Winter 2010/2011 wurde die Strategische Reserve zweimal eingesetzt. 118 Im Februar 2010 wurde die bisher größte Menge strategischer Reserve benötigt: 57 MW in Finnland und 172 MW in Schweden. Dies entspricht 9,5% bzw. 8,6% der jeweils vorgehaltenen Reserve. Die Bereitstellungskosten für die Strategische Reserve beliefen sich 2009 in Finnland auf 13 Mio. Euro, also auf etwa 22 /kw/a. Für den Winter 2010/2011 sind die Bereitstellungskosten auf über 15 Mio. Euro, also auf ca. 25 /kw/a gestiegen. 119 In beiden Wintern waren die Strompreise insgesamt sehr hoch. Während die Strompreise in der Nordpool-Region gewöhnlich deutlich geringer sind als die Preise in Deutschland, war es im Jahr 2010 umgekehrt: Der durchschnittliche Strompreis in Deutschland war um 10% niedriger. In Schweden kam es im Winter 2009/2010 in solchen Perioden, in denen Strategische Reserve eingesetzt wurde, zu sehr hohen Spotmarktpreisen: Im Dezember 2009 sowie im Februar 2010 erreichten die Spotmarktpreise eine Höhe von rund /MWh, im Januar 2010 war der maximale Preis /MWh. 120 Im Winter 2010/2011 lag der Höchstpreis in Schweden bei 250 /MWh. Der höchste Tagesdurchschnittspreis erreichte 145 /MWh. 121 Mit der Einführung der Strategischen Reserve wurde die Stilllegung von Bestandanlagen verzögert. Insgesamt ist die installierte Kraftwerksleistung in Schweden gestiegen, allerdings hauptsächlich durch umfangreiche Investitionen in Windenergie (siehe Abbildung F.5). Da Windenergie anderweitig subventioniert wird, wurden diese Investitionen nicht wesentlich durch den Mechanismus der Strategischen Reserve beeinflusst. Im Allgemeinen besteht die Gefahr, dass bei zu geringen Investitionen in neue Kraftwerke die Menge der Strategischen Reserve stetig zunimmt. Zahlungen für Kapazität erhalten nur wenige Kraftwerke, Grenzkraftwerke 117 Fingrid (2011b). 118 In den Perioden Dez. 2009, Jan. 2010, Feb. 2010, sowie zu Beginn und Mitte Dezember 2010, wurde Reservekapazität aktiviert. ENTSO-E (2010), ENTSO-E(2011). 119 Fingrid (2009), Fingrid(2011a), Fingrid (2011d). 120 In Deutschland war der maximale Day-Ahead-Spotmarktpreis in den Jahren 2009 und ,05 /MWh bzw. 131,79 /MWh. Im Winter 2011 war der Höchstpreis 113,86 /MWh. 121 ENTSO-E (2010), ENTSO-E (2011). 133

140 Anhang F Internationale Erfahrungen MW Windkraft Andere thermische Kraftwerke Kernkraft Wasserkraft ABBILDUNG F.5: INSTALLIERTE KRAFTWERKSLEISTUNG IN SCHWEDEN Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von Svensk Energi und Eurelectric müssen weiterhin die gesamten Kosten über Erlöse der Stromerzeugung decken und sind folglich auf Spotmarktpreise über den Grenzkosten angewiesen. Für die Frage, wie die maximale Stromnachfrage in einem Markt gedeckt werden kann, ist das Verhältnis von verfügbarer Leistung und maximaler Nachfrage von Bedeutung. Die verfügbare Leistung ist die Differenz zwischen installierter Netto-Kraftwerksleistung und nicht verfügbarer Leistung. Zur nicht verfügbaren Kraftwerkskapazität zählen Anlagen, die gewartet werden oder in Revision sind, Kraftwerksausfälle sowie Kapazität, die für Netzdienstleistungen bereitgehalten wird. Die verfügbare Leistung in Schweden im Jahr 2010, dargestellt in Abbildung F.6, verdeutlicht, dass die verfügbare Leistung in elf Monaten geringer war als die maximale Nachfrage in den jeweiligen Monaten, sodass die Nachfrage über Importe gedeckt werden musste. Trotzdem wurde die Strategische Reserve im Jahr 2010 nur drei Mal und für wenige Stunden aktiviert. Grund für die Knappheit war die eingeschränkte Verfügbarkeit von Kernkraft (ca. 45%) und geringe Wassermengen in den Speicherseen. Die Stromnachfrage war nicht besonders hoch. Der Winter in Schweden war 2010 relativ kalt, jedoch waren die Temperaturen nicht so niedrig, dass es sich um einen sogenannten Ten Year Winter handelt: Ten Year Winter sind sehr kalte Winter, die eine hohe Nachfrage bedingen und eingeschränkte Exportmöglichkeiten 134

141 Anhang F Internationale Erfahrungen implizieren. ENTSO-E schätzt, dass die Nachfrage in Schweden im Falle eines Ten Year Winter nicht hätte gedeckt werden können. 122 In Deutschland war im Jahr 2010 die verfügbare Leistung in jedem Monat deutlich höher als die maximale Nachfrage, obwohl im Dezember 2010 die historisch höchste Nachfrage von MW erreicht wurde (siehe Abbildung F.7). Mit Hilfe der Strategischen Reserve konnten kurzfristig Engpässe behoben werden. Die Strategische Reserve hat bisher jedoch keine Anreize geschaffen, in neue Kraftwerke zu investieren. Sowohl der Zeitraum vor Vertragsbeginn als auch die Laufzeit der Verträge sind kurz, so dass die Strategische Reserve für Investoren auch in Zukunft nicht attraktiv sein dürfte. MW Verfügbare Leistung Peak Load Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ABBILDUNG F.6: VERFÜGBARE LEISTUNG UND MAXIMALE STROMNACHFRAGE IN SCHWEDEN 2010 Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von ENTSO-E MW Verfügbare Leistung Peak Load Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez ABBILDUNG F.7: VERFÜGBARE LEISTUNG UND MAXIMALE STROMNACHFRAGE IN DEUTSCHLAND 2010 Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von ENTSO-E 122 Siehe ENTSO-E (2010), ENTSO-E(2011b). 135

142 Anhang F Internationale Erfahrungen Implikationen für Deutschland Der schwedische TSO hält MW Strategische Reserve bei einer historischen Spitzenlast von MW (Februar 2001) vor. Es können folglich 7,4% der Spitzenlast durch die Strategische Reserve gedeckt werden. Der finnische TSO bezieht 600 MW Strategische Reserve bei einer historischen Spitzenlast von MW (Februar 2007) - das entspricht 4% der Spitzenlast. Die vergleichbare historische Spitzenlast in Deutschland beträgt MW. Um 4-7,5% der Spitzenlast mit Hilfe strategischer Reserve decken zu können, müsste Deutschland zwischen MW und MW Strategische Reserve vorhalten. Wenn dieselben Kosten wie in Finnland unterstellt werden, rund 25 /kw/a, dann liegen die Kosten der Bereitstellung der Strategischen Reserve in Deutschland insgesamt zwischen 80 Mio. und 150 Mio. pro Jahr. Zur Vermeidung kurzfristiger Engpässe ist eine Form der Reserve bereits im deutschen Stromsystem implementiert. Die Bundesnetzagentur hält aufgrund der frühzeitigen Stilllegung der sieben ältesten Kernkraftwerke und des Kernkraftwerks Kümmel Reservekapazität in Süddeutschland und Österreich vor: In der ersten Hälfte des Winters 2011/ MW, in der zweiten Hälfte MW. In diesem Fall ist die Vorhaltung der Reserve durch die Gewährleistung von Netzstabilität in allen Regionen Deutschlands motiviert und nicht durch mögliche Erzeugungsengpässe aufgrund von zu wenig verfügbarer Kraftwerksleistung im gesamten Versorgungsgebiet. 123 In Kapitel 6.1 findet sich eine detaillierte Darstellung einer möglichen Strategischen Reserve in Deutschland. F3 Verfügbarkeitsoptionen ISO New England in den USA Das Marktdesign hat viele Parallelen zu den Versorgungssicherheitsverträgen, die in Kapitel 6.2 erläutert werden. Motivation und Zielsetzung Der Forward Capacity Market (FCM) des ISO New England (ISO) soll ausreichend Kapazität im gesamten Marktgebiet induzieren. Den Anlagenbetreibern soll ermöglicht werden, ihre Investitionskosten zu erwirtschaften, neuen Anbietern soll der Markteintritt durch langfristige Preissignale erleichtert werden und es sollen ortsgerechte Investitionsanreize geschaffen werden. Verbraucher sollen zudem gegen hohe Spotmarktpreise abgesichert werden. 123 Bundesnetzagentur (2011). 136

143 Anhang F Internationale Erfahrungen Implementierung Der Independent System Operator ist die zentrale Stelle in New England, die zentral für sechs US-Bundesstaaten 124 die Übertragungsnetze, den Großhandelsmarkt und den Einsatz der Kraftwerke koordiniert. Sie übernimmt auch die Organisation des Kapazitätsmarktes. Der derzeitige Kapazitätsmarkt heißt Forward Capacity Market (FCM) und hat im Jahr 2006 den Installed Capacity Market (ICAP) ersetzt. Der ISO definiert etwa 40 Monate vor dem Bereitstellungsjahr eine Gesamtmenge an benötigter Kapazität. Die benötigte Kapazität wird dann in einer Auktion beschafft. An der Auktion können unterschiedliche Anbieter mit unterschiedlichen Betriebsmitteln bieten. Zu diesen Mitteln zählen konventionelle Erzeugungsanlagen, DSM-Kapazitäten 125 Engpassgebiete. 126 sowie Importkapazitäten in Die erste Auktion findet ebenfalls 40 Monate vor dem Bereitstellungsjahr statt. In Abständen von etwa einem Jahr folgen Anpassungsauktionen. Im Bereitstellungsjahr werden monatliche Anpassungsauktionen abgehalten. Der Preis für die Optionsprämie wird in der FCA mit Hilfe einer Descending Clock Auction ermittelt. Der Startwert der Auktion entspricht den doppelten Cost of New Entry (CONE). Es existiert zudem eine Preisuntergrenze, damit der Preis für sicher verfügbare Kapazität in Zeiten mit ausreichend Kapazität im Markt nicht zu tief fällt. Neue Anlagen erhalten den Optionspreis für fünf Jahre garantiert, Bestandsanlagen für ein Jahr. Erkenntnisse Der Forward Capacity Market ist im Jahr 2006 eingeführt worden. Die erste Auktion fand im Februar 2008 statt. Aufgrund der Zeitspanne von über drei Jahren zwischen der Auktion und dem Bereitstellungsjahr ist das Jahr 2010/2011 das erste Jahr, für das Kapazität beschafft wurde. Belastbare Aussagen über die Güte dieses Kapazitätsmechanismus lassen sich noch nicht treffen. In allen Auktionen, die bisher stattgefunden haben, konnte ausreichend Kapazität beschafft werden. 124 Connecticut, Maine, Massachusetts, New Hampshire, Rhode Island und Vermont 125 DSM-Kapazitäten beinhalten auch Lasteinsparpotenzial durch Energieeffizienzmaßnahmen. 126 ISO New England (2011a). 137

144 Anhang F Internationale Erfahrungen Der finale Auktionspreis sank in den ersten vier Auktionen und stieg in der fünften Auktion leicht an. Insgesamt kam es nicht zu großen Preisschwankungen. In allen Auktionen wurde die Preisuntergrenze erreicht. 127 In den ersten vier Auktionen bestanden die neuen Kapazitäten vorwiegend aus Importleistung und DSM-Maßnahmen. 128 In der dritten Auktion wurden auch 1,1 GW neue Erzeugungskapazitäten verzeichnet, wobei es sich dabei im Wesentlichen um Investitionen in bereits bestehende Erzeugungsanlagen handelt (Retrofits). 129 Der Mechanismus ist in der Lage, DSM-Kapazitäten in den Markt zu integrieren. Das Angebot an DSM-Kapazitäten nahm stetig zu: die Beteiligung stieg von 2,3 GW in der ersten Auktion auf 3,5 GW in der fünften Auktion. 130 Im Juni 2010 begann die erste Bereitstellungsphase. Trotz des unerwarteten Ausfalls eines großen Kraftwerks und sehr hoher Nachfrage im Sommer war ausreichend Kapazität verfügbar. Es wird jedoch vermutet, dass die sicher verfügbare Kapazität in dieser Periode noch auf den Übergangsmechanismus von 2007 bis 2009 zurückzuführen ist, der Anlagenbetreibern feste (relativ hohe) Zahlungen garantierte. Bereits vor der ersten Bereitstellungsperiode stand mehr als ausreichend Kapazität zur Verfügung. 131 Implikationen für Deutschland Verfügbarkeitsoptionen wurden bisher ausschließlich in zentral organisierten Strommärkten implementiert. In New England organisiert eine zentrale Stelle, der ISO, den Großhandelsmarkt, Kraftwerkseinsatz und die Übertragung. Folglich besitzt der ISO Kenntnisse über die Verfügbarkeit von Anlagen und den Stromeinkauf der Versorgungsunternehmen und Großkunden. In Deutschland sind Übertragungsnetze, Großhandel und Kraftwerkseinsatz getrennt voneinander organisiert. Insbesondere haben die deutschen Übertragungsnetzbetreiber keine ausreichenden Informationen zur Bestimmung der Kapazitätsverpflichtungen. In Deutschland müsste eine zentrale Instanz geschaffen werden, die entsprechende Daten erheben kann und die Auktionen durchführt. Im ISO gibt es Kapazitätszonen, d.h. die Preise können sich lokal unterscheiden. Bei der Einführung eines Kapazitätsmarktes wäre zu untersuchen, ob Kapazitätszonen auch in Deutschland notwendig sind. 132 Für Details zu einer möglichen Umsetzung in Deutschland siehe Anhang E Preise in der Auktion ($/ kw/ Monat): FCA 1: 4.5, FCA 2: 3.60, FCA 3: 2.95, FCA 4: 2.95, FCA 5: Quelle: ISO New England (2011b). 128 Hier müssen wir erklären, wie das mit der Importleistung funktioniert. 129 ISO New England (2011a). 130 ISO New England (2011b). 131 FERC(2010). 132 Ähnlich: Süßenbacher et. al (2011) 138

145 Anhang F Internationale Erfahrungen F4 Kapazitätsverpflichtungen Pennsylvania-Jersey-Maryland-Pool in den USA Auch in diesem Markt wird die benötigte Menge an Kapazität durch eine zentrale Stelle festgelegt. Die Versorgungsunternehmen und Großkunden erhalten Kapazitätsverpflichtungen: Sie müssen Kapazitäten gemäß ihrem Anteil an der Spitzenlast plus einen Sicherheitsaufschlag halten. Durch die Kapazitätsverpflichtung erhalten die Anlagen Zahlungen für Kapazität. Im Gegensatz zu administrativ bestimmten Kapazitätszahlungen wird jedoch hier der Preis für Kapazität nicht vom Regulierer festgelegt, sondern über den Kapazitätsmarkt ermittelt. Durch die Zahlungen soll den Erzeugern die Deckung der Investitionskosten ermöglicht werden. Ein wesentlicher Unterschied zu dem oben beschrieben Kapazitätsmarkt ist, dass in diesem Kapazitätsmarkt auf Verfügbarkeitsoptionen verzichtet wird. Motivation und Zielsetzung im PJM Der Pennsylvania-Jersey-Maryland-Pool (PJM) ist ein Strommarkt im Osten der USA. 133 Der PJM Interconnection ist ein regionaler Übertragungsnetzbetreiber (Regional Transmission Organisation, RTO), der neben der Übertragung auch den Großhandelsmarkt und den Einsatz der Kraftwerke zentral organisiert. Der RTO kann durch regulatorische Eingriffe die Bildung von Preisspitzen in Knappheitssituationen stark einschränken. Grenzkraftwerke können die Investitionskosten nicht (ausschließlich) über die Erlöse aus der Stromerzeugung erwirtschaften. In einem solchen Stromsystem sind Zahlungen für Kapazität zwingend notwendig. Der Kapazitätsmarkt des PJMs heißt Reliability Pricing Model (RPM). Ziel des RPM ist es, eine vom PJM festgelegte Kapazitätsmenge zu beschaffen. Erzeuger sollen durch die Zahlungen für Kapazität ihre Fixkosten decken können. Implementierung Das Reliability Pricing Model wurde im Juni 2007 eingeführt und löste den Capacity Credit Market (CCM) ab, der von 1999 bis 2007 im PJM implementiert war. Der Kapazitätsbedarf wird vom ISO drei Jahre vor dem Breitstellungszeitraum bestimmt. 134 Die Versorgungsunternehmen müssen gemäß ihrem Anteil an der Spitzenlast Kapazitäten vorhalten. Die benötigte Kapazität wird zentral in einer Auktion beschafft, in der der PJM als 133 Der PJM umfasst folgende Gebiete: Delware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia und den District of Columbia. 134 Die Kapazitätsmenge soll die Spitzenlast der Zukunft decken können. Die Ausfallwahrscheinlichkeit soll kleiner oder gleich einem Ausfall in zehn Jahren sein. 139

146 Anhang F Internationale Erfahrungen einziger Nachfrager stellvertretend für die Versorgungsunternehmen auftritt. An der Auktion können unterschiedliche Anbieter mit unterschiedlichen Betriebsmitteln teilnehmen. Zu diesen Mitteln zählen konventionelle Erzeugungsanlagen (Bestands- und Neuanlagen), DSM- Kapazitäten, Lasteinsparpotential durch Energieeffizienzmaßnahmen und Übertragungskapazitäten in Engpassgebiete. 135 Generell kann nur der Anteil der installierten Leistung angeboten werden, der als sicher verfügbar gilt. Im Versorgungsbereich des PJM gibt es Gebiete, in denen Netzengpässe existieren. Damit Erzeugungskapazitäten in den Gebieten mit Leitungs- und Erzeugungsdefiziten gebaut werden, hat der PJM lokale Kapazitätszonen (Local Deliverability Areas, LDAs) definiert. In diesen Gebieten werden separate Auktionen durchgeführt. Die erste Auktion findet drei Jahre vor der Bereitstellungsphase statt. In Abständen von etwa einem Jahr finden drei Anpassungsauktionen statt. Die Kapazitätsmenge, die in der ersten Auktion erworben wird, ist nicht fest vorgegeben. Die Menge, die sich aus dem vom ISO bestimmten Kapazitätsbedarf ergibt, stellt nur eine Zielgröße dar. Der PJM ermittelt eine künstliche Nachfragekurve, die um die Zielgröße herum fallend ist. Der Kapazitätspreis sinkt mit steigender Kapazitätsmenge. Mit Hilfe dieser Kurve wird der Leistungspreis bestimmt. Der Leistungspreis soll den Erzeugern die Erwirtschaftung der Net Cost of New Entry (NetCONE) ermöglichen. Die NetCONE sollen den annuitätischen Fixkosten der günstigsten neuen Anlagen abzüglich der erwarteten Deckungsbeiträge auf den Energie- und Ancillary-Service Märkten entsprechen. Im Gegensatz zum FCM des ISO-NE müssen bei der Preisfindung folglich neben den Investitionskosten auch noch Erwartungen über zusätzliche Erlöse an den Energiemärkten berücksichtigt werden. Mit Hilfe der jährlichen Anpassungsauktionen kann der PJM auf veränderte Lastprognosen reagieren. Abbildung F.8 zeigt den zeitlichen Verlauf der Auktionen. Erzeuger, die einen Zuschlag erhalten, verpflichten sich für ein Jahr, bei Neuanlagen wahlweise auch für drei Jahre. Die Erzeuger können ihren Strom wie gewöhnlich am Spotmarkt vermarkten. Es gibt Auflagen, die zum Beispiel den Export von Strom bei Knappheitsereignissen im Marktgebiet verbieten. Die Kosten der Kapazitätsverpflichtungen können von den Versorgungsunternehmen auf die Endverbraucher umgelegt werden. 135 PJM (2008). 140

147 Anhang F Internationale Erfahrungen Erzeugungsunternehmen müssen Strafzahlungen leisten, falls die sichere Verfügbarkeit der Leistung eingeschränkt ist. Die Höhe der Strafzahlungen liefert somit implizit eine Preisobergrenze für den Leistungspreis. Das oben beschriebene RPM unterscheidet sich in einigen Charakteristiken wesentlich von dem Capacity Credit Market. Im RPM werden die Kapazitätsverpflichtungen für ein Jahr festgelegt, im CCM galt die Kapazitätsverpflichtung für einen Tag. Die erste Auktion im RPM, die Base Residual Auction, findet drei Jahre vor dem Bereitstellungszeitraum statt - im CCM gab es tägliche, monatliche und mehrmonatige Auktionen, die Vorlaufzeiten waren also deutlich kürzer. Im RPM gibt es lokale Preiszonen und die Preise hängen stark von den gegebenen Netzkapazitäten ab - im CCM waren die Preise in allen Regionen gleich. Im RPM ist die Teilnahme an den Auktionen für die Versorgungsunternehmen, mit Ausnahme der Fixed Ressource Requirement Option, verpflichtend, im CCM war sie freiwillig. Die administrativ bestimmte Nachfragekurve im RPM ist um den Zielwert fallend, sodass je nach Angebot unterschiedliche Kapazitätsmengen zu unterschiedlichen Preisen erzielt werden - im CCM war die Nachfrage unelastisch, sie setzte sich aus der Nachfrage der Teilnehmer zusammen. Ein weiterer Unterschied besteht darin, dass im CCM DSM-Kapazitäten nicht geboten werden konnten. 136 ABBILDUNG F.8: AUKTIONEN IM RPM DES PJM Quelle: PJM (2009) 136 PJM (2008). 141

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