Zwei Sorgen bewegen die Politik als Abhilfe wird der Kapazitätsmarkt diskutiert

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1 Kapazitätsmärkte

2 Zwei Sorgen bewegen die Politik als Abhilfe wird der Kapazitätsmarkt diskutiert Aufgrund des abrupten Ausstiegs aus der Kernenergie werden Erzeugungsengpässe befürchtet Aufgrund des schnellen Einstiegs in die erneuerbaren Energien wird ein Mangel an konventioneller Regelund Back-up-Kapazität befürchtet Bildquellen: Süddeutsche Zeitung, RWE

3 Bei ausreichender Kraftwerkskapazität räumt der Strompreis den Markt Variable Erzeugungskosten Strompreis Einsatzreihenfolge ( merit order ) eines Kraftwerksparks Heizöl Braunkohle Steinkohle Gas Spitzen - nachfrage* Kernenergie Laufwasser/Biomasse GW Importnachfrage und nicht planbare EEG Einspeisung fluktuierender Wind und Solarkraft nicht erfasst

4 Die merit oder wird kürzer, der Preis steigt Variable Erzeugungskosten Strompreis Einsatzreihenfolge ( merit order ) eines Kraftwerksparks Heizöl Braunkohle Steinkohle Gas Unterstellt: einige nukleare und ältere fossile Kraftwerke werden stillgelegt Spitzen - nachfrage* Kernenergie Laufwasser/Biomasse GW Importnachfrage und nicht planbare EEG; Einspeisung fluktuierender Wind und Solarkraft nicht erfasst

5 Der Preis steigt, bis er die Vollkosten eines neuen Grenzkraftwerks übersteigt. Dann wird investiert. Der Preis deckt auch die Investitionskosten jetzt wird neu gebaut. Die Investitionskosten werden nach und nach abgeschrieben. Der Preis fällt wieder Strompreis > Vollkosten Strompreis = Vollkosten Strompreis < Vollkosten Kraftwerkskapazitäten reichen aus. Der Preis deckt nur die Betriebskosten des Grenzkraftwerks Kapazitäten werden knapp, der Preis steigt. Ein neuer Investitionszyklus beginnt. Vollkosten = Betriebskosten plus Investitionskosten

6 Warum kann der Markt versagen? Natürliches Monopol Externe Effekte Öffentliche Güter

7 Warum kann der Strommarkt versagen? Wenn zusätzliche Spitzenlastkraftwerke in den Markt kommen sollen, müssen Preisspitzen die Vollkosten decken. Heizöl Braunkohle Im energy only Markt sind Preisspitzen erratisch und für den Investor unsicher. Steinkohle Die Nachfrage ist weitgehend starr. > Marktversagen nach neoklassischer Theorie?

8 Im Kapazitätsmarkt wird zusätzlich bereitgestellte Kraftwerkskapazität vergütet / MWh / MW Bildquelle: Energiewende Sta, RWE

9 Auch im Kapazitätsmarkt müssen die Vollkosten gedeckt werden, sonst wird nicht investiert Die Differenz zu den Vollkosten eines neuen Kraftwerks wird nun durch die Kapazitätsprämie ( /MW) gedeckt. Strompreis > Vollkosten Strompreis = Vollkosten Strompreis < Vollkosten Bei ausreichenden Kraftwerkskapazitäten beträgt die Kapazitätsprämie null Der Arbeitspreis ( /MWh) steigt weniger stark an, weil der Kapazitätsmechanismus Knappheit dämpft. Vollkosten = Betriebskosten plus Investitionskosten

10 /MWh Wie funktionieren Kapazitätsmärkte? Strommarkt Nachfrage p 2 p 1 Gewinn Fixkosten Verlust SRMC Fixkostendeckung entweder über Kapazitätsmarkt, dann bleibt der Preis bei P 1 oder über den Strommarkt, dann steigt der Preis auf P 2. In beiden Fällen muss der Kunde die Fixkosten bezahlen. Er bezahlt in beiden Fällen gleich viel. KKW Deckungsbeiträge BK-alt SK-neu SK-alt BKneu GuDneu GT Wichtig ist aus volkswirtschaftlicher Sicht nur die Wälzung der Kapazitätskosten auf den Kunden: Diese sollte proportional zur Last des Kunden zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast sein. Nur so ist der Kunde an den Kosten der Kapazitätsvorhaltung angemessen beteiligt. /MW Kapazitätsmarkt MW

11 Im ökonomischen Ergebnis unterscheiden sich energy only und idealer Kapazitätsmarkt nicht Preisbestandteile /MW Vollkosten eines Spitzenlastkraftwerks Wenn Kapazitäten knapp sind, muss der Strompreis die Vollkosten des Spitzenlastkraftwerks decken. /MWh /MWh Brennstoffkosten CO 2 -Kosten Personalkosten Fixkosten Investitionskosten Sonst wird nicht investiert. Die Kapazitätsprämie bietet mehr Berechenbarkeit für den Investor als die erratischen Preisspitzen im energy only Markt. Heutiges Marktmodell energy only Kapazitätsmarkt

12 Wie könnte ohne Kapazitätsmärkte Abhilfe geschaffen werden? Kosten hoch mittel Spitzenabschaltung HGÜvon Industrie Überlandleitungen Aktivierung von alten Kraftwerken* Neubau von Gasturbinen Im Süden Neue Stromleitungen In- und Ausland Investzuschuss für neue Gas und Dampf- Kraftwerke Neuinvestitionen im Kapazitätsmarkt niedrig KKW- Kaltreserve * Nur sehr begrenzt möglich heute Zeitbedarf in Jahren

13 Zusätzliche Optionen Quelle: RWE

14 Risiken von Kapazitätsmärkten Kapazitätsmärkte sind gar nicht notwendig Eingriffe wirken zu spät Politische Manipulationen (z. B. Energieträger, Anbieter) Kompatibel mit dem EU-Binnenmarkt?

15 Verschiedene Kapazitätsmarktdesigns wurden schon in einigen Ländern der Erde erprobt Schweden / Finnland strategische Reserve USA PJM-Kapazitätsmarkt Irland Kapazitätsmechanismus Spanien Kapazitätsprämie Kolumbien Zuverlässigkeitsoption

16 Kapazitätsmärkte wurden aus unterschiedlichen Gründen und mit anderen Voraussetzungen eingeführt Beispiele PJM (USA), Spanien Kolumbien Schweden, Finnland: Irland: Kapazitätsmarkt soll Investitionsstaus auflösen, die frühere Preiskontrollen verschuldeten Kapazitätsmarkt soll die Abhängigkeit von der Wasserkraft mindern. Kaltreserve soll Verbrauchsspitzen im Winter glätten. Kapazitätsmarkt soll Nachteile der Insellage ausgleichen. Bildquellen: ens, Colombia Reports, Youth Reporter, wikimedia

17 In der Praxis wird dauernd an den Kapazitätsmechanismen laboriert. Für Investoren bedeutet das dauernde Unsicherheit Beispiel PJM in den USA Letzte Revisionen

18 Marktdesingkontinuum: Strompreis Energy only Markt Energy only+reservemarkt Energy only+reservemarkt+kaltreservemarkt Großhandelsmarkt +Kapazitätsmarkt Marktversagen nicht völlig ausschließbar Preisspitzen Systemnotwendig Keine Kapazitätszahlungen Höhere Volatilität Heutiges Marktdesign Weniger Anreize für Smart metering Ineffizienzen im Kapazitätsmarkt Zusätzliche Kapazitätszahlungen Mehr regulatorische Risiken Weniger Preisspitzen Smart metering Geringere Marktrisiken für Investoren Marktdesign-Kontinuum