STUDIE. Kurzstudie. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen

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1 STUDIE 2012 Kurzstudie Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen

2 Impressum Herausgeber: WWF Deutschland, Berlin Stand: September 2012 Projektleiter: Christian Hewicker Kontakt: Autoren: Christian Hewicker, Dr. Christian Redl, Katrin Spanka Redaktion: Gestaltung: Thomas Schlembach/WWF Deutschland Produktion: Maro Ballach/WWF Deutschland Druck: Papier:

3 INHALT 1 Einleitung und Zielsetzung 5 2 Grundlegende Modelle zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen 7 3 Kurzvorstellung der einzelnen Konzepte BET (2011) LBD (2011) Consentec (2012) EWI (2012) 18 4 Vergleich der Vorschläge Allgemeine Modellwahl und übergeordnete Zielsetzung Umfang, Art und Differenzierung der kontrahierten Kapazitäten Zeithorizont des Kapazitätsmechanismus Ausgestaltung der Kapazitätsauktion und Vergütung Organisation und Verfahren zur Feststellung des Kapazitätsbedarfs Vermarktung der kontrahierten Kapazitäten Implikationen für Endverbraucher 31 5 Quellenverzeichnis 33 6 Anhang: Tabellarischer Vergleich 34 Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 3

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5 1 EINLEITUNG UND ZIELSETZUNG Der europäische Stromsektor sieht sich gegenwärtig einer Vielzahl an Herausforderungen ausgesetzt. Rund fünfzehn Jahre nach der Liberalisierung der Energiemärkte werden wie zuvor schon in den USA und in Lateinamerika - Zweifel an den langfristigen Anreizen für Kraftwerksinvestitionen in sog. Energy-Only -Märkten laut. Hinzu kommen die ambitionierten Klimaschutzziele der EU, die Emissionsminderung, den Ausbau erneuerbarer Energien sowie Energieeffizienzmaßnahmen umfassen und die mittel- und langfristig einen Umbau der Kraftwerksstruktur erforderlich machen. Dem stehen von Seiten privater und industrieller Verbraucher hohe Erwartungen an die Versorgungssicherheit gegenüber, die durch eine langjährige zuverlässige Stromversorgung geprägt wurden. Dies sind die Randbedingungen für ein Strommarktdesign, das für die nächsten Jahrzehnte eine möglichst günstige Stromversorgung gewährleisten soll. Diese Herausforderung stellt sich insbesondere für Deutschland, das mit den konkreten Zielen der Energiewende eine Vorreiterrolle im Klimaschutz einnimmt und zugleich aufgrund seiner industriell ausgerichteten Wirtschaftsstruktur in besonderer Weise auf eine zuverlässige und wirtschaftliche Stromversorgung angewiesen ist. Der schrittweise Ausstieg aus der Kernenergie und der Ausbau fluktuierender erneuerbarer Energieanlagen (Wind und Photovoltaik) machen einen Regulierungsrahmen erforderlich, der ausreichende Anreize der für die langfristige Deckung des Strombedarfs und die Systemstabilität notwendigen Investitionen in flexible Kraftwerkseinheiten oder in Speicher sicherstellt. Dies wirft die Frage auf, ob das derzeitige Marktdesign diesen Herausforderungen gewachsen ist oder durch sog. Kapazitätsmechanismen ergänzt werden muss? In Deutschland haben sich vor dem Hintergrund der Energiewende - in letzter Zeit einige Studien mit der Notwendigkeit und möglichen Ausgestaltung entsprechender Kapazitätsmechanismen befasst, so auch die im Folgenden vorgestellten Analysen von BET, Consentec, EWI und LBD. Diese vier Studien stimmen darin überein, dass mittelfristig Bedarf zur Errichtung neuer Kraftwerkskapazitäten besteht. Die Studien sehen darüber hinaus zunehmende Schwierigkeiten, diese Investitionen im gegenwärtigen Marktdesign wirtschaftlich darstellen zu können. Ein zentrales Argument ist in diesem Zusammenhang, dass (Grenz)-Kraftwerke in einem sog. Energy-only Markt mit Preisen, die den Systemgrenzkosten entsprechen, bei fehlender Preiselastizität der Nachfrage keine ausreichenden Deckungsbeiträge erwirtschaften können, um ihre Fixkosten zu decken. Zur Lösung legen die vier Studien dabei unterschiedliche Vorschläge zur Erweiterung des heutigen Marktdesigns um sogenannte Kapazitätsmechanismen vor. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 5

6 Vor diesem Hintergrund hat der WWF vor kurzem einen Fragenkatalog vorgestellt, der insgesamt 20 Fragen zur strukturierten Bewertung von Kapazitätsmechanismen enthält 1. Um die weitergehenden Diskussionen im politischen Umfeld zu unterstützen, hat der WWF nunmehr DNV KEMA Energy & Sustainability, vertreten durch die KEMA Consulting GmbH, gebeten, die vier oben genannten Konzepte zur Einführung von Kapazitätsmechanismen auf Grundlage dieses Fragenkatalogs zu vergleichen. Ziel dieser Kurzstudie ist somit ein strukturierter Vergleich der von BET, Consentec, EWI und LBD vorgestellten Vorschläge für die mögliche Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen im deutschen Strommarkt. Der Schwerpunkt liegt dabei auf der Herausarbeitung und Darstellung der wesentlichen bzw. relevanten Unterschiede. Eine umfassende Beschreibung oder gar Bewertung ist dagegen explizit nicht Gegenstand dieser Kurzstudie. Die wesentlichen Bestandteile dieser Kurzstudie sind wie folgt:»» Auflistung grundlegender Modelle zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen (Kapitel 2),»» Kurzdarstellung der betrachteten Konzepte (Kapitel 3),»»»»» Kurze Zusammenfassung der vier verschiedenen Modelle,» Herausarbeitung der wesentlichen Ziele und Ausprägungsmerkmale,» Identifikation wesentlicher Unterschiede und Gemeinsamkeiten (Kapitel 4),» Strukturierter Vergleich verschiedener Ausprägungsmerkmale, auf Grundlage des vom WWF vorgelegten Fragenkatalogs,»» Detaillierter Vergleich der im WWF-Fragenkatalog enthaltenen Aspekte (Anhang). 6

7 2 GRUNDLEGENDE MODELLE ZUR AUSGESTALTUNG VON KAPAZITÄTSMECHANISMEN Der deutsche Strommarkt basiert derzeit auf dem Modell eines sog. Energy only Marktes. Dieser zeichnet sich dadurch aus, dass Erzeuger ausschließlich für die gelieferte Energie vergütet werden. Die Kostenstruktur der meisten Erzeugungstechnologien ist dagegen durch einen hohen Anteil an Fixkosten geprägt. Bei zu niedrigen Marktpreisen im Strommarkt kann dies dazu führen, dass vor allem (Grenz-) Kraftwerke mit hohen variablen Kosten und niedrigen jährlichen Betriebsstunden, wie z.b. Gasturbinen, sich nicht über den Großhandelsmarkt refinanzieren können. Insbesondere in einem Stromversorgungssystem mit einem hohen Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien, wie z.b. Wind oder Sonne, wird jedoch eine ausreichende Menge an Reservekraftwerken benötigt, welche nur sehr selten (oder in manchen Jahren auch gar nicht) eingesetzt werden. Um ausreichende Anreize für Investitionen in Erzeugungskapazitäten zu gewährleisten, wird der Großhandelsmarkt für Strom in verschiedenen Ländern durch einen sog. Kapazitätsmechanismus ergänzt. Im Gegensatz zu dem Energy Only Markt, welcher nur die gelieferte Energie vergütet, umfasst ein Kapazitätsmechanismus die Zahlung eines (zusätzlichen) Entgelts an die verfügbare Leistung, und zwar unabhängig davon, ob diese tatsächlich eingesetzt wird oder nicht. Die Vergütung der Erzeugung erfolgt daher nach wie vor in den bestehenden Spot- und Terminmärkten, oder auch in langfristigen bilateralen Lieferverträgen. Ein Kapazitätsmechanismus ersetzt Energy-only Märkte somit nicht sondern kann diese ggf. ergänzen. In der internationalen Praxis lassen sich verschiedene Konzepte identifizieren, die sämtlich dem Ziel der Gewährleistung eines gewünschten Niveaus an (gesicherter) Kapazität dienen, sich jedoch durch unterschiedliche Ansätze auszeichnen. Wie in Abbildung 1 dargestellt, lassen sich die verschiedenen Modelle grundsätzlich in zwei Kategorien einteilen:»» Preisbasierte Kapazitätsmechanismen, auch als Kapazitätszahlungen bekannt, basieren auf festgelegten Kapazitätsentgelten, während die resultierende Menge an Kapazität durch den Markt bestimmt wird,»» Mengenbasierte Kapazitätsmechanismen, oft auch als Kapazitätsmärkte bezeichnet, legen dagegen das gewünschte Kapazitätsniveau explizit fest, während der Preis für die entsprechende Leistung im Markt ermittelt wird. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 7

8 Für jeden dieser beiden grundlegenden Ansätze existieren verschiedene Ausprägungen. So können z.b. preisbasierte Kapazitätsmechanismen entweder fixe oder dynamische Kapazitätszahlungen vorsehen. Während das Kapazitätsentgelt im ersten Falle absolut vorgegeben ist und z.b. jeweils für ein oder mehrere Jahre festgelegt wird, verwenden dynamische Kapazitätszahlungen eine Kopplung an einen relevanten Parameter, wie z.b. die sicher verfügbare Leistung in jeder einzelnen Stunde. Mengenbasierte Konzepte schreiben dagegen eine gewisse Kapazität vor. Im Falle einer Kapazitätsverpflichtung werden alle Lieferanten verpflichtet, eine entsprechende Menge an gesicherter Leistung (bezogen auf die Abnahme ihrer Kunden) entweder selbst vorzuhalten oder über einen organisierten Markt von anderen Anbietern einzukaufen. Alternativ kann die gewünschte Menge auch von einer zentralen Instanz stellvertretend für alle Marktteilnehmer kontrahiert werden, ähnlich der Kontrahierung von Regelleistung durch die ÜNB. Abbildung 1: Übersicht über grundlegender Modelle für Kapazitätsmechanismen Quelle: DNV KEMA Kapazitätsmechanismen Preisbasiert Mengenbasiert»Fixe» Kapazitätszahlungen»Dynamische» Kapazitätszahlungen»Kapazitätsverpflichtung»»Versorgungssicherheitsverträge»»Strategische» Reserve Eine weitergehende Form stellt die Einführung von Versorgungssicherheitsverträgen (Reliability Option Contracts). In diesem Falle sind die von einer zentralen Instanz kontrahierten Kapazitäten zusätzlich mit einer (finanziellen) Call Option zu Gunsten des zentralen Administrators ausgestattet. Steigt der Strompreis am Spotmarkt über den zuvor festgelegten Zuschlagspreis hinaus an, muss die Differenz zwischen dem Marktpreis und dem Zuschlagspreis an den Administrator des Kapazitätsmechanismus abgeführt werden. Bei der detaillierten Ausgestaltung dieser beiden grundlegenden Formen kann darüber hinaus zwischen umfassenden und selektiven Kapazitätsmechanismen unterschieden werden. So berücksichtigt ein umfassender Kapazitätsmechanismus den Gesamtbestand an Kraftwerken, während ein selektiver Kapazitätsmechanismus nur bestimmte Anlagen umfasst, wie z.b. Neubauten oder bestimmte Altanlagen. Eine besondere Form eines selektiven Kapazitätsmechanismus stellt dabei das in Abbildung 1 ebenfalls dargestellte Konzept der strategischen Reserve dar. Dieses zeichnet sich dadurch aus, dass die als strategische Reserve kontrahierte Kapazität normalerweise nicht am Großhandelsmarkt teilnehmen darf und nur in Knappheitssituationen zum Einsatz kommt. 8

9 Zur Verdeutlichung stellt Abbildung 2 diesen Unterschied schematisch dar. So kann sich ein selektiver Kapazitätsmechanismus z.b. nur auf Neubauten beziehen, während das Konzept der strategischen Reserve sich insbesondere für andernfalls von einer Stilllegung bedrohte Kraftwerke eignet. Allerdings sind diese Grenzen nicht unbedingt strikt vorgegeben sondern können flexibel angepasst werden. Zudem werden in manchen Konzepten für Kapazitätsmechanismen über die sichere Verfügbarkeit hinaus zusätzliche Vorgaben z.b. an Art, Ort oder technische Eigenschaften der ausgeschriebenen Kapazität gemacht. Abbildung 2: Beispiel unterschiedlicher Reichweite von Kapazitätsmechanismen Quelle: DNV KEMA Kapazitätslücke Kraftwerksneubau Verhinderte Stillegungen Selektiver Kapazitätsmarkt Strategische Reserve Kapazitätsbedarf Wirtschaftlicher Kraftwerksbestand Umfassender Kapazitätsmarkt Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 9

10 3 KURZVORSTELLUNG DER EINZELNEN KONZEPTE Abbildung 3: Schematische Darstellung Modell BET Quelle: DNV KEMA 3.1 BET (2011) Das Gutachten der BET wurde im Auftrag des Bundesverbands Neuer Energieanbieter (bne) im Jahr 2011 erstellt. Es skizziert denkbare Ausprägungen eines Kapazitätsmechanismus und bewertet diese hinsichtlich ihrer Eignung, ausreichende Investitionsanreize für zwingend notwendige Erzeugungskapazitäten zu setzen. BET diskutiert zwei unterschiedliche Kapazitätsmechanismen einen umfassenden und einen selektiven Kapazitätsmechanismus und schlägt die Einführung eines selektiven Kapazitätsmechanismus vor. Dabei wird ein 2-stufiges Modell favorisiert, welches zu unterschiedlichen Zeitpunkten Auktionen vorsieht, um Unsicherheiten im Planungsprozess zu dämpfen. Die nachfolgende Abbildung 3 skizziert den Ablauf, der im Weiteren beschrieben ist. 1. Marktstufe 2. Marktstufe (optional) Bestimmung zusätzlicher Kapazitätsbedarf im Jahr t Auktion für Neubauprojekte Drohende Unterdeckung in Jahr t Bestimmung notwendiger Korrektur - maßnahmen Zusatzauktion für DSM, Retrofit, Mikro-KWK Wie in Abbildung 3 dargestellt, ist Ausgangspunkt des Modells die jährliche Bestimmung der notwendigen Kapazität, die im Erfüllungsjahr (t) zur Verfügung stehen muss. Diese Bestimmung erfolgt mit einem Vorlauf von fünf Jahren (t-5) durch einen neutralen Koordinator, welcher über ausreichende fachliche Expertise und Akzeptanz im Markt verfügt. 2 Bei der Ermittlung der notwendigen Kapazität werden die voraussichtlich vorhandene (feste) Erzeugungskapazität, das vorhandene und geplante Potenzial zur Lastabsenkung sowie die prognostizierte Entwicklung der Erneuerbaren Energien berücksichtigt. Aus der Differenzbetrachtung der insgesamt benötigten sowie der voraussichtlich vorhandenen Kapazität ergibt sich somit der zusätzliche Kapazitätsbedarf im Erfüllungsjahr. In einer ersten Marktstufe ist die Kapazitätsauktion auf Neubauten begrenzt, während Bestandsanlagen nicht teilnehmen dürfen. Als Neubauten gelten in diesem Kontext Kraftwerke, die im Zeitraum zwischen der Kapazitätsauktion und dem Erfüllungsjahr in Betrieb gehen. Hierbei ist es unerheblich, ob sie zum Zeitpunkt der Kapazitätsauktion bereits in Planung und/oder Bau sind. Bei Bedarf können die ausgeschriebenen Kapazitäten nach technischen und räumlichen Aspekten segmentiert werden, um besonderen Anforderungen des Marktes gerecht zu werden. Dies liegt im Ermessensspielraum des Koordinators. Die Ausschreibung erfolgt einmal jährlich, sofern ein Kapazitätsbedarf für das Erfüllungsjahr ermittelt wurde. Teilnehmen kann jedes Kraftwerksprojekt, welches die Kriterien für Neubau erfüllt und in möglicherweise vorangegangen Auktionen noch nicht bezuschlagt wurde. Eine vorherige Präqualifikation der Teilnehmer wird empfohlen. 10

11 BET weist darauf hin, dass die Prognose der im Erfüllungsjahr notwendigen bzw. verfügbaren Kapazitäten gewissen Unsicherheiten unterliegt, z.b. aufgrund des weiteren Ausbaus der Erneuerbaren Energien oder der Stilllegung von Bestandsanlagen. Das Konzept sieht daher die Möglichkeit vor, im Falle einer drohenden Unterdeckung in einer zweiten Marktstufe kurzfristig zu realisierende Kapazitäten auszuschreiben. Diese zweite Marktstufe, die mit einem Vorlauf von einem Jahr durchgeführt wird, erlaubt dabei speziell die Teilnahme von steuerbaren Verbrauchern (Demand Side Management, DSM) sowie von Projekten zur Umsetzung von Retrofit-Maßnahmen in bestehenden Kraftwerken. Ferner wird im Gutachten auch auf die Möglichkeit der Teilnahme von Mikro-KWK-Anlagen (in gebündelter Form) verwiesen. Auch in der zweiten Marktphase ist eine Segmentierung nach technischen und räumlichen Aspekten möglich. Abbildung 4: Zeitliche Abfolge Modell BET Quelle: DNV KEMA Wird ein Projekt bezuschlagt, ist der Teilnehmer verpflichtet, im Erfüllungsjahr die kontrahierte Kapazität in Form von neugebauten Kraftwerken zur Verfügung zu stellen (vgl. Abbildung 4). Hierfür wird eine einmalige Kapazitätsprämie im Erfüllungsjahr gewährt. Umgekehrt wird kein fester Zeitraum für den Betrieb der Anlagen vorgegeben, da angenommen wird, dass die neugebauten Kraftwerke auch ohne eine weitergehende Verpflichtung über einen längeren Zeitraum am Markt teilnehmen und insofern zur Gesamtkapazität beitragen. Bezüglich der Vermarktung der Erzeugung sind keine Auflagen vorgesehen, d. h. die entsprechenden Kapazitäten können frei zur Teilnahme am Großhandels- und/ oder Regelenergiemarkt genutzt werden. 1. Marktphase Auktion Errichtung der Neuanlagen Erfüllungszeitraum 2. Marktphase Auktion Erfüllungszeitraum t-5 t-4 t-3 t-2 t-1 t+1 Erfüllungsjahr t Die Vergütung der kontrahierten Kapazitäten erfolgt auf Grundlage des in der jeweiligen Auktion festgestellten markträumenden Preises ( Market clearing price, MCP). Bei Nichterfüllung der eingegangenen Verpflichtungen wird die Zahlung der Kapazitätsprämie reduziert oder sogar ganz reduziert, zusätzliche Pönalen sind dagegen nicht vorgesehen. Zur Refinanzierung schlägt das Gutachten eine bundesweit einheitliche Umlage der Kapazitätsprämien sowie ggf. anderer anfallenden Kosten 3 über die Netzentgelte vor. Des Weiteren werden mögliche Mechanismen diskutiert, um eine mögliche Unter- bzw. Überdeckung des Kapazitätsbedarfs zu verhindern bzw. zu begrenzen. Um insbesondere eine aus Sicht der Versorgungssicherheit kritische Unterdeckung zu vermeiden, schlägt das Gutachten eine Methodenkontrolle (ex ante Überprüfung der Bemessungsstandards) verbunden mit der Begleitung des Planungsprozesses vor. Für den Fall einer möglichen Überdeckung wird zudem auf die Möglichkeit verwiesen, im Rahmen der Regulierung der Netzentgelte eine vollständige Weitergabe der Kosten für einen ex post als zu hoch erkannten Kapazitätsbedarf auszuschließen. 4 Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 11

12 Abbildung 5: Interaktionen zwischen verschiedenen Akteure im Modell von BET Quelle: DNV KEMA Die nachfolgende Abbildung 5 setzt abschließend die Interaktionen zwischen den wesentlichen Akteuren des Modells zueinander in Beziehung. Diese Darstellung verdeutlicht die zentrale Position des neutralen Koordinators, unterstützt durch die ÜNB und die Bundesnetzagentur. Einzig die Refinanzierung der Kosten des Kapazitätsmechanismus erfolgt, wie erwähnt, indirekt über eine Umlage auf die Netzentgelte und wird somit von den ÜNB ausgeführt. ÜNB Großhandels- und Regelenergiemarkt Indirekte Zahlung der Deckungslücke über Netzentgelte Letztverbraucher/ Endkunde Fachliche Unterstützung Vergütung Kapazitätsprämie»Ermittlung,» Beschaffung und Vergütung von Kapazitäten»Präqualifikation»»Monitoring Neutraler Koordinator Methodenkontrolle Kapazitätsbedarf und Kosten» Angebot von Kapazitäten Vermarktung (keine Einschränkungen) Anbieter von Kapazitäten»»Neubauten»Retrofit»DSM»Mini-KKW-Anlagen (Pool) Bundesnetzagentur 12

13 3.2 LBD (2011) Das Gutachten der LBD-Beratungsgesellschaft mbh wurde im Auftrag des Umweltministeriums des Landes Baden-Württemberg erstellt. Der Auftraggeber beabsichtigte, durch das Gutachten seine eigenen konzeptionellen Eckpunkte auch im Hinblick auf den geplanten Gesetzentwurf der Bundesregierung zu vertiefen. Das Gutachten wurde Ende 2011 veröffentlicht. Im Mittelpunkt stehen die Darstellung einer Methode zur Ermittlung des Bedarfs und der Beschaffung von Kapazitäten sowie die Beschreibung hierzu notwendiger Voraussetzungen und ordnungspolitischer Anforderungen, unter der Maßgabe hoher Versorgungssicherheit, Klimaschutz und Wettbewerbsintensität. Abbildung 6: Schematische Darstellung Modell LBD Quelle: DNV KEMA Im Fokus des angedachten Kapazitätsmechanismus steht die Schaffung von neuen Kapazitäten. Wie aus Abbildung 6 ersichtlich, ist hierfür ein langfristiger Kapazitätsmechanismus vorgesehen, der ausschließlich der Förderung von Neubauten dient. Neben Kraftwerkskapazitäten ist explizit auch eine Teilnahme von Speichern und steuerbaren Lasten vorgesehen. Ergänzend wird ein mittelfristiger Kapazitätsmechanismus vorgeschlagen, der bei Bedarf den Erhalt ordnungspolitisch gewollter Bestandsanlagen, die als effiziente und emissionsarme Technologien definiert werden, sicher zu stellen. Im Gutachten wird allerdings davon ausgegangen, dass dieser zeitlich nachgelagerte Mechanismus erst in einer späteren Phase von Interesse sein werde, da der Kraftwerkspark zunächst um ineffiziente Technologie bereinigt werden müsse. Langfristiger Kapazitätsmechansimus Mittelfristiger Kapazitätsmechansimus Bestimmung der Gesamtkapazität im Erfüllungsjahr Auktion für Neuanlagen, Speicher und regelbare Lasten Drohende Stilllegung ordnungspolitisch gewollter Kapazitäten Auktion zur Vermeidung der Stilllegung von Bestandsanlagen Das Modell basiert auf zwei wesentlichen Elementen: Der Ermittlung des Kapazitätsbedarfes sowie einer Kapazitätsauktion. Grundidee zur Ermittlung des Kapazitätsbedarfs ist die Verknüpfung des langfristigen Netzentwicklungsplans mit einem Kapazitätsentwicklungsplan, auf dessen Grundlage die Bundesnetzagentur zunächst einen Mindestkapazitätsbedarf bestimmt. 5 Als zu berücksichtigende Parameter werden im Gutachten u.a. der Atomausstieg, die Stilllegung von konventionellen Kraftwerken, der Ausbau der vorrangig einspeisenden erneuerbaren Energien sowie die Notwendigkeit flexibler Back-up Kapazitäten berücksichtigt. Darüber hinaus können laut Studie auch Speicher und abschaltbare Lasten in die Mindestkapazitätsplanung einbezogen werden. Der tatsächliche Kapazitätsbedarf ergibt sich in diesem Konzept durch Abzug der bestehenden Kapazitäten. LBD empfiehlt, dass die Mindestkapazitätsplanung zu regionalisieren sei, um innerdeutschen Netzengpässen Rechnung zu tragen. Zudem sei der Kapazitätsbedarf auch hinsichtlich Art und Leistung sowie Effizienz, Emissionen, Flexibilität und Verfügbarkeit zu spezifizieren. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 13

14 Die Beschaffung der benötigten Kapazitäten erfolgt mittels Auktionsverfahren, wobei alle Anbieter vorher eine Präqualifikation durchlaufen müssen. Die Durchführung der Auktion obliegt ebenfalls der Bundesnetzagentur, die darüber hinaus auch für die Festlegung der Auktionsregeln zuständig ist. Als Preismechanismus wird eine sog. decending clock auction vorgeschlagen, bei welcher Preise, ausgehend von einem Benchmarkpreis (Höchstgebotspreis), schrittweise solange verringert werden, bis die angebotene Menge dem Bedarf entspricht. Dabei ergibt sich der Benchmarkpreis aus einer exemplarischen Berechnung der Deckungsbeitragslücke für eine gewählte Technologie. 6 Die Kosten des Kapazitätsmechanismus werden von den Endkunden getragen und im Rahmen der Netzentgelte sozialisiert. Jedoch wird angenommen, dass die Kostensteigerung durch die Vorgabe eines Benchmarkpreises begrenzt wird. Die Zahlung der Kapazitätsentgelte erfolgt analog monatlich über den gesamten Erfüllungszeitraum (15 bzw. 2 Jahre) in gleichbleibender Höhe. Abbildung 7: Zeitliche Abfolge Modell LBD Quelle: DNV KEMA Der zeitliche Verlauf von Auktion bis Erfüllung ist Abbildung 7 zu entnehmen. Die beiden o.g. Mechanismen unterscheiden sich hinsichtlich des Zeitpunkts der Auktion und der Dauer der Zahlung von Kapazitätsentgelten. So schlägt LBD vor, dass der langfristige Kapazitätsmechanismus mit einem zeitlichen Vorlauf von 5 Jahren durchgeführt werden solle (entsprechend dem Zeitbedarf für Planung, Bau und Inbetriebnahme von Neuanlagen) und in einer langfristigen Verpflichtung über 15 Jahre (ab dem Stichjahr) resultiert. Für den mittelfristigen Kapazitätsmechanismus sind dagegen eine Verpflichtungsperiode von bis zu 2 Jahren sowie ebenfalls kürzere Vorlaufzeiten vorgesehen. Langfristiger Kapazitätsmarkt Auktion Errichtung der Neuanlagen Erfüllungszeitraum Mittelfristiger Kapazitätsmarkt Auktion Erfüllungszeitraum (2 bis 5 Jahre) t-5 t-4 t-3 t-2 t-1 t+1 t+2 t+3 t+4 t+5 t+15 Erfüllungsjahr t Der Erhalt der Kapazitätsentgelte ist an die Einhaltung der vertraglichen Verpflichtungen 7 durch den Betreiber gebunden. Die Überprüfung obliegt den Übertragungsnetzbetreibern. Eine Nichteinhaltung resultiert in Kürzung bzw. Nichtauszahlung der Kapazitätsentgelte. Es werden auch Bußgelder als Option erwähnt, aber im weiteren Verlauf nicht konkretisiert. Bezüglich der Vermarktung der Erzeugung im Spotmarkt oder der Teilnahme im Regelenergiemarkt sind keine Auflagen vorgesehen. Zur Vermeidung von Fehlallokationen und Überrenditen wird ein Optionsmodell (Call-Option) als Anregung eingebracht, jedoch nicht substantiell beschrieben. 14

15 Abbildung 8: Akteure im Modell LBD Quelle: DNV KEMA Die abschließende Abbildung 8 fasst die Akteure und ihre Aufgaben im LBD- Modell zusammen. Die Abbildung zeigt deutlich die Verflechtungen zwischen ÜNB, Bundesnetzagentur und Kapazitätsanbietern. ÜNB Führen eines Registers nach Kapazitätsbedarfs Großhandels- und Regelenergiemarkt Monitoring Indirekte Zahlung der Deckungslücke über Netzentgelte Fachliche Unterstützung Vergütung Kapazitätsprämie (?) Vermarktung (ohne Regelenergiemarkt)»Ermittlung,» Beschaffung und Vergütung von Kapazitäten Letztverbraucher/ Endkunde Bundesnetzagentur Angebot von Kapazitäten Anbieter von Kapazitäten»Neubauten» Kraftwerke Steuerbare Lastenspeicher»Bestand» (unter bestimmten Umständen) 3.3 Consentec (2012) Das Gutachten der Consentec GmbH wurde im Auftrag der EnBW erstellt und im Februar 2012 veröffentlicht. Gegenstand der Untersuchung ist die mögliche Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen, angepasst an die in Deutschland vorherrschenden Rahmenbedingungen und dem Ziel, die Versorgungssicherheit auf effiziente Art und Weise zu gewährleisten. Das Gutachten kommt zu dem Schluss, dass - unabhängig von einer nationalen oder europaweiten Perspektive aufgrund der Komplexität der langfristig einzuführenden Lösung eine Übergangsphase von rund zehn Jahren erforderlich ist, in der über einen Kapazitätsmechanismus die Versorgungssicherheit auf nationaler Ebene gewährleistet werden muss. Dieser Mechanismus sollte den Kriterien schnelle Einführung, geringe Design- und Parametrisierungsrisiken sowie geringen Marktrückwirkungen bei Wiedereinstellung des Mechanismus genügen. Langfristig kann laut des Gutachtens bei einer Entwicklung einer preiselastischen Nachfrage auf Kapazitätsmechanismen verzichtet werden. Im Mittelpunkt des Gutachtens steht die Ausgestaltung eines sog. TTR-Modells (Tender for Targeted Ressources), das auch als Strategische Reserve bekannt ist und im skandinavischen Markt bereits seit ca. 10 Jahren in der Praxis angewendet wird. Consentec geht davon aus, dass das TTR-Modell im Vergleich mit anderen Lösungen zu den geringsten Kosten führt und demnach ein effizientes Mittel zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit darstellt. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 15

16 In der nachfolgenden Abbildung 9 sind die zeitliche Verortung des Models sowie die grundlegenden Komponenten (Bedarfsermittlung und Auktion) dargestellt. TTR-Modell (strategische Reserve) Energy-Only Market Übergangsphase ( 10 Jahre) Umfassender Kapazitätsmarkt Bestimmung des (Mindest-)Kapazitätsbedarfs im Erfüllungsjahr Auktion für von Stilllegung bedrohter Bestandsanlagen Abbildung 9: Schematische Darstellung Modell Consentec Quelle: DNV KEMA Das TTR-Modell fußt darauf, dass durch eine zentrale Instanz 8 der ermittelte Bedarf an Kapazitäten kontrahiert wird. Dabei entspricht dieser Bedarf der Differenz aus der verfügbaren gesicherten Leistung abzüglich der von einer Stilllegung bedrohten Leistung und dem Zielwert der gesicherten Leistung (Auszuschreibende Kapazität = Zielniveau an gesicherter Leistung - verbleibende Kapazität im Energy-only Markt). Für die Ermittlung der benötigten Kapazitäten ist demnach eine genaue Kenntnis der Zielgruppe erforderlich, d. h. derjenigen Kraftwerkskapazitäten, die ohne einen Kapazitätsmechanismus stillgelegt werden würden. Neben Erzeugern werden auch Verbraucher als potentielle Anbieter von Kapazitäten gesehen, wobei einschränkend bei den Verbrauchern auf die unbedingt erforderliche Reaktionssicherheit und Attraktivität des Modells hingewiesen wird. Ersteres fordert, dass eine garantierte und nachweisliche Nachfragesituation durch das Modell erreicht wird, Letzteres bezieht sich auf eine ausreichende Anzahl an Bietern, wobei angenommen wird, dass ein Eingrenzen der Aktivierungsdauer sowie der jährlichen Einsatzzeiten das Modell attraktiv für Bieter erscheinen lässt und somit die Bieteranzahl erhöht. Aufgrund des Fokus des TTR-Modells auf von Stilllegung bedrohte Altanlagen 9 ist ein kleiner Bieterkreis zu erwarten. Um den Risiken einer Marktmachtausübung zu begegnen, wird für die Auktion ein Einheitspreisverfahren in Form einer Descending Clock Auction empfohlen. Die Preisobergrenze orientiert sich dabei an den Vollkosten einer effizienten Erzeugungstechnologie, wobei im Gutachten hierfür Gasturbinenkraftwerke als Benchmark empfohlen werden. Die ausgeschriebene Kapazität sollte derart gewählt werden, dass sie unterhalb der identifizierten Kapazität der Zielgruppe liegt. Nur dann ist eine ausreichende Wettbewerbssituation gegeben. Allerdings plädiert Consentec dafür, im Interesse der Versorgungssicherheit im Zweifelsfall eine leichte Überdimensionierung in Kauf zu nehmen. Weiterhin wird eine Mindestgebotshöhe angelehnt an Bedingungen des deutschen Minutenreservemarktes von 5 MW angesetzt, um die Kosten einerseits gering zu halten, anderseits aber dennoch den Bieterkreis nicht stärker als notwendig einzugrenzen. Abschließend wird die Einführung einer No- Way-Back Regelung empfohlen, welche im Rahmen der Strategischen Reserve kontrahierte Kraftwerke dauerhaft vom allgemeinen Großhandelsmarkt aus- 16

17 schließt. Nach Aussage von Consentec würde dadurch der Anreiz für Anlagenbetreiber minimiert, temporäre Preisschwankungen im Markt zu umgehen bzw. den Energy-only Markt durch bewusst erzeugte Knappheitssituationen 10 derart zu beeinflussen, dass günstigere Preissituationen für verbleibende Kraftwerke geschaffen werden würden. Abbildung 10: Zeitliche Abfolge Modell Consentec Quelle: DNV KEMA Um Planungssicherheit zum einen bzw. ausreichend Umsetzungszeit für technische Maßnahmen zu gewährleisten, wird eine Frist von sechs bis neun Monaten zwischen Auktionierung und Erfüllung empfohlen. Hinsichtlich der Vertragslaufzeit wird eine Dauer von drei bis sieben Jahren als zweckmäßig empfunden. Diese Fristen sind in Abbildung 10 widergegeben. Auktion ( 6 9 Monate im Voraus) Erfüllungszeitraum (3 7 Jahre) t-1 t+1 t+2 t+3 t+4 t+5 t+6 t+7 Erfüllungsjahr t Die Durchführung des Kapazitätsmechanismus obliegt einer existierenden (z.b. ÜNB) oder neu zu schaffenden staatlichen Stelle. Die kontrahierten Kapazitäten werden durch diese zentrale Instanz lediglich dann eingesetzt, wenn akute Knappheit am Markt herrscht. Dadurch wird eine minimale Beeinflussung des Energy-only Marktes angestrebt. Konkret werden die TTR-Kapazitäten erst in einer zweiten Spotmarktauktion als zusätzliches Angebot eingestellt, d. h. nur im Falle unzureichender Angebote im Spotmarkt. Der Gebotspreis ist dabei nach Consentec so zu wählen, dass dieser deutlich oberhalb der in der ersten Auktion abgegebenen Gebote liegt. Ziel ist es, dass der resultierende Marktpreis ein klares Knappheitssignal sendet und die Erwirtschaftung fehlender Deckungsbeiträge von Anlagen außerhalb der TTR-Kapazitäten ermöglicht. Ungeachtet der Höhe der Marktpreise erhalten die Anbieter von eingesetzten TTR-Kapazitäten nur eine im Rahmen ihres Angebots bzw. der Marktregeln definierte Vergütung für die gelieferte Energie. Potentielle Mehrerlöse werden zur Finanzierung des TTR-Modells verwendet. Über die Art und Häufigkeit der Zahlungen, Konsequenzen bei Nichteinhaltung der vertraglichen Vereinbarungen und die Refinanzierung der Kosten (Kapazitätsentgelte und Einsatzkosten) werden keine weiterführenden Aussagen getroffen. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 17

18 Abbildung 11: Akteure im Modell Consentec Quelle: DNV KEMA Die nachfolgende Abbildung 11 stellt deutlich die Besonderheit des gewählten Modells heraus, in dem lediglich die zentrale Instanz in Knappheitssituationen am Strommarkt agiert, während die Anbieter von Kapazitäten auf rein ausführende Rolle beschränkt bleiben. Großhandels- und Regelenergiemarkt Vermarktung im Spotmarkt (nur bei Knappheit) Letztverbraucher/ Endkunde Zahlung von Kapazitätsentgelten» Zentrale Instanz (z.b. ÜNB)»Ermittlung, Beschaffung und Vergütung von Kapazitäten»Vergabe von Fahrplänen»Vergütung der gelieferten Energie Anbieter von Kapazitäten»Angebot» von Kapazitäten»Vorgabe von 3.4 EWI (2012) Das energiewirtschaftliche Institut an der Universität Köln hat im Auftrag des BMWi ein Gutachten über ein zukunftsfähiges Strommarktdesign erstellt und im März 2012 veröffentlicht. Im Vordergrund steht der Aspekt der Versorgungssicherheit. Hierbei wird der Begriff Versorgungssicherheit nicht nur auf die Sicherstellung einer bestimmten Menge an Kapazität bezogen, sondern auch auf die Gewährleistung von Preissicherheit für die Stromkunden. Für beide Sichtweisen wird jeweils ein Modell vorgestellt. Die Autoren favorisieren hierbei das Modell sog. Versorgungssicherheitsverträge, das in seinen Grundzügen den entsprechenden Mechanismen in New England (U.S.A.) sowie Kolumbien entspricht.. Bei dem gewählten Modell schließt eine zentrale Instanz spezielle Verträge mit Stromerzeugern ab. Mittels dieser Verträge werden die Stromerzeuger verpflichtet, zum einen eine entsprechende Menge physischer Kapazität vorzuhalten (Kapazitätsverpflichtung). Daneben enthalten die Verträge auch eine Call Option (Verfügbarkeitsoptionen), bei der die Stromerzeuger die über einen festgelegten Referenzpreis hinausgehenden Erlöse erstatten müssen. Die über Versorgungssicherheitsverträge abzusichernde Kapazität wird durch eine zentrale Instanz, den sogenannten Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes (KVM) 11, auf Basis der maximalen Stromnachfrage im betreffenden Zeitraum bestimmt. Dabei sollen Kapazitätsplanung, Netzausbau und Ausbau der erneuerbaren Energien eng miteinander verzahnt werden. Die benötigten Kapazitäten werden im Rahmen einer Auktion (Kapazitätsauktion) beschafft und können bei Bedarf nach Regionen segmentiert werden. Die nachfolgende Abbildung 12 stellt den grundsätzlichen Aufbau des Modells dar. Der Zeitpunkt der Auktion liegt ca. fünf bis sieben Jahre vor dem Erfüllungsjahr. Teilnehmer sind sowohl klassische Erzeuger, als auch Retrofits und flexible Nachfrager (DSM-Maßnahmen). Es handelt sich im Vorschlag also um einen umfassenden Kapazitätsmechanismus.» Energie»Altanlagen» 18

19 Bestimmung der Gesamtkapazität im Erfüllungsjahr Auktion (100%-x) Kapazität Feststellung Anpassungsbedarf Auktion (insbesondere DSM/Retrofit)... Abbildung 12: Schematische Darstellung Modell EWI Quelle: DNV KEMA Als Preismechanismus wird eine Descending Clock Auction vorgeschlagen, wobei der Startpreis vom KVM derart festgesetzt werden muss, dass die gebotene Kapazität über der eigentlich benötigten liegt. Der Ausrufungspreis wird solange gesenkt, bis die Teilnehmer die vom KVM definierte Zielmenge bieten. Bestehende Anlagen müssen jeweils ihre gesamte Kapazität unabhängig vom gesetzten Ausrufungspreis anbieten (zu einem Preis von Null). Neuanlagen können ihr Gebot beliebig wählen, sind aber zur Teilnahme ebenso verpflichtet wie Bestandsanlagen. Zudem erfolgt bei Neuanlagen zunächst eine Präqualifizierung, welche deren verlässliche Kapazität 12 bestimmt, die maximal in der Auktion angeboten werden kann. Alle bezuschlagten Gebote erhalten einen Einheitspreis. Der Preis wird durch die Neuanlagen bzw. DSM-Maßnahmen determiniert. Teilnehmer mit bezuschlagten Geboten schließen mit dem KVM sogenannte Verfügbarkeitsverpflichtungen ab. Damit werden sie zur Vorhaltung der entsprechenden Kapazitäten verpflichten und übertragen gleichzeitig sogenannte Verfügbarkeitsoptionen in Höhe der verkauften Kapazität an den KVM. Der KVM verpflichtet sich im Gegenzug zur Zahlung von Kapazitätsentgelten in Höhe des Auktionspreises in /kw/jahr. Dabei entsprechen die Kapazitätsentgelte bei Neuanlagen dem Auktionspreis, der zum Zeitpunkt der Bezuschlagung galt. Dieser wird über einen Zeitraum von 15 Jahren gezahlt. Bestandsanlagen erhalten dagegen jeweils nur den Auktionspreis für Kapazitätsverträge, die in dem jeweiligen Jahr beginnen, d. h. die Höhe der Kapazitätsentgelte ist variabel über die Betriebszeit. Abbildung 13: Zeitliche Abfolge Modell EWI Quelle: DNV KEMA Wie in Abbildung 13 dargestellt, können ergänzend weitere Auktionen mit kürzeren Vorlaufzeiten durchgeführt werden, um Anpassungen an geänderte Einschätzungen vorzunehmen. Dies setzt voraus, dass in der ersten Auktion bewusst zu wenig Kapazität beschafft wird. Zudem erleichtern Auktionen mit einer kürzeren Vorlaufzeit auch die Teilnahme von DSM-Maßnahmen. 1. Durchgang Auktion Planung/Umsetzung der Kapazitäten (inkl. Speicher/DSM) Erfüllungszeitraum Neubau Bestand 2.(3.) Durchgang 2. Auktion 3. Auktion t-7 t-6 t-5 t-4 t-3 t-2 t-1 t+1 t+15 Erfüllungsjahr t Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 19

20 Die Verfügbarkeitsoptionen die ähnlich wie Call-Optionen aufgebaut sind verpflichten Stromerzeuger dazu, die Differenz aus aktuellem Spotmarktpreis und dem im Vertrag festgelegten Ausübungspreis an den KVM zu zahlen. Dadurch wird Erzeugern der Anreiz entzogen, in Knappheitssituationen Kapazitäten zurückzuhalten um den Spotmarktpreis künstlich anzuheben, und die Nachfrager werden gegenüber Preisspitzen abgesichert. Die dadurch erhaltenen Erlöse werden durch den KVM an die Lieferanten weitergeleitet. Die Zahlung ist in jedem Fall durch den Betreiber zu leisten unabhängig davon, ob im entsprechenden Zeitraum Strom erzeugt wurde oder nicht. Der KVM überprüft überdies auch die Bereithaltung der verkauften Kapazitäten durch den Betreiber und erhebt Strafzahlungen bei Nichtvorhaltung. Die Kapazitätszahlungen werden über Strompreiskomponenten an die Endkunden weitergereicht, welche im Gegenzug Strompreisdeckelung im Rahmen der Verfügbarkeitsoptionen profitieren. Die Ausgestaltung der Strompreiskomponente wird jedoch offen gelassen. Als Optionen werden Kapazitätszahlungen pro kwh (ähnlich den Netzentgelten), in Abhängigkeit der individuellen Laststruktur oder Mischformen daraus gesehen. Abbildung 14: Akteure im Modell EWI Quelle: DNV KEMA Durch die Gestaltung des Modells über Versorgungssicherheitsverträge ergibt sich eine Vielzahl an Verflechtungen zwischen den verschiedenen Marktpartnern, die sich nicht nur auf den KVM und Anbieter von Kapazitäten bezieht, sondern auch den Lieferanten (Nachfrager) mit einschließt (siehe Abbildung 14). BNetzA ÜNB Strombörse Großhandelsund Regelenergiemarkt Fachliche Unterstützung Barausgleich aus Verfügbarkeitsoptionen Vermarktung Sozialisierung der Kapazitätsentgelte über Strompreiskomponente Weitergabe Bargeldausgleich (in Abhängikeit der Nachfrage) KVM Präqualifikationsprozess (verlässliche Kapazität) Kontrolle Bereithaltung Kapazität Kapazitätsentgelte für Kapazitätsverpflichtung Anbieter von Kapazitäten»Neubau» und Bestand»Retrofit»»DSM» Letztverbraucher/ Endkunde Lieferant Preisabsicherung 20

21 4 VERGLEICH DER VORSCHLÄGE Auf Grundlage der vorhergehenden Beschreibung diskutiert dieses Kapitel wesentliche strukturelle Unterschiede und Gemeinsamkeiten der verschiedenen Konzepte zur Einführung von Kapazitätsmechanismen. Der hier dargestellte Vergleich orientiert sich dabei an dem im Auftrag des WWF erarbeiteten Fragenkatalog 13 (nachfolgend: Fragenkatalog ), der insgesamt 20 Fragen zur Ausgestaltung und Bewertung von Kapazitätsmechanismen enthält. Im Interesse der Übersichtlichkeit haben wir die einzelnen Fragen hierbei nach verschiedenen Themenkomplexen zusammengefasst und diese zudem teilweise um zusätzliche Aspekte ergänzt. Konkret vergleichen wir die unterschiedlichen Ausprägungsmerkmale der vier Vorschläge in den folgenden Bereichen: 1. Allgemeine Modellwahl und übergeordnete Zielsetzung, 2. Art, Umfang und Differenzierung der kontrahierten Kapazitäten, 3. Zeithorizont des Kapazitätsmechanismus, 4. Ausgestaltung der Kapazitätsauktion und Vergütung, 5. Organisation und Verfahren zur Feststellung des Kapazitätsbedarfs, 6. Vermarktung der kontrahierten Kapazitäten, 7. Implikationen für Endverbraucher. Nachfolgend präsentieren und erläutern wir kurz die wesentlichen Unterschiede in jedem Bereich. Zusätzlich befindet sich im Anhang zu dieser Kurzstudie eine Tabelle, in welcher die 20 Fragen jeweils einzeln beantwortet werden. 4.1 Allgemeine Modellwahl und übergeordnete Zielsetzung Im ersten Teil des Vergleichs betrachten wir die grundsätzliche Ausgestaltung der vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen, entsprechend Fragen 1 5 des Fragenkatalogs. Alle vier Studien gehen davon aus, dass im derzeitigen Marktmodell zumindest ein erhebliches Risiko für unzureichende Investitionen in den Bau neuer Kraftwerke oder unter Umständen sogar für den Erhalt bestehender Kraftwerke besteht. Dementsprechend schlagen die Studien eine Weiterentwicklung des bestehenden Energy-Only -Marktes um einen Kapazitätsmechanismus vor. Ferner empfehlen alle vier Gutachten die Einführung eines mengenbasierten Ansatzes (vgl. Kapitel 2 bzw. Frage 16) mit einer direkten Steuerung der zu kontrahierenden Kapazitäten, im Gegensatz zu einem preisbasierten Verfahren wie z.b. derzeit im Rahmen des EEG für die Erneuerbaren Energien. Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 21

22 Ungeachtet der scheinbaren Übereinstimmung bei der Auswahl des grundlegenden Ansatzes greifen die vier Vorschläge auf drei sehr unterschiedliche Konzepte zurück:»» Das EWI-Gutachten befürwortet einen umfassenden Kapazitätsmarkt für den gesamten Kraftwerkspark mit einem Einheitspreis für die Kapazitätsbereitstellung.»» BET und LBD schlagen dagegen einen selektiven Kapazitätsmarkt für neue Anlagen vor, mit technologischen Vorgaben und regionaler Differenzierung sowie ggf. ergänzt durch eine kurzfristige Kontrahierung von DSM- und Retrofit-Maßnahmen. LBD fordert zudem zusätzliche klimapolitische Anforderungen an die kontrahierten Kapazitäten.»» Consentec schließlich schlägt die Einführung einer sog. Strategischen Reserve vor, welche die Außerbetriebnahme unrentabler alter Kraftwerke verhindern soll. Die Entscheidung für die verschiedenen Modelle repräsentiert dabei verschiedene Schwerpunkte hinsichtlich der übergeordneten Zielsetzung der einzelnen Studien. Zur Verdeutlichung ordnet Abbildung 15 die Zielsetzung der vier verschiedenen Konzepte schematisch in das Zieldreieck der Energiewirtschaft ein, mit den drei übergeordneten Zielen der Versorgungssicherheit, der Wirtschaftlichkeit 14 und der Umweltverträglichkeit. Die schematische Darstellung in Abbildung 15 zeigt, dass die Vorschläge von EWI und Consentec in erster Linie die Aspekte Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit berücksichtigen. Das Ziel der Umweltverträglichkeit bzw. des Klimaschutzes spielt dagegen keine oder zumindest nur eine untergeordnete Rolle. Im direkten Vergleich misst Consentec zudem den Kosten des Kapazitätsmechanismus einen erheblichen Stellenwert bei. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass der Vorschlag von Consentec explizit als Übergangslösung für die kommenden Jahre gedacht und insofern nur bedingt mit den übrigen Ansätzen vergleichbar ist. Versorgungssicherheit EWI Abbildung 15: Einordnung der Zielsetzung der Vorschläge in das Zieldreieck der Energiewirtschaft Quelle: DNV KEMA Wirtschaftlichkeit Consentec BET LBD Umweltverträglichkeit 22

23 LBD nennt als wesentliche Ziele des eigenen Vorschlags explizit die Versorgungssicherheit sowie weitergehende energie- bzw. umweltpolitische Ziele, wie insbesondere die Reduzierung von CO2-Emissionen und den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien. Der Aspekt der Wirtschaftlichkeit ist dagegen im LBD-Gutachten offensichtlich von sekundärer Bedeutung, auch wenn mehrfach das Ziel der Erhaltung bzw. Förderung der Wettbewerbsintensität genannt wird. Insbesondere fordert LBD explizit eine Segmentierung der auszuschreibenden Kapazitäten nach technischen bzw. umweltpolitischen Kriterien. BET schließlich versucht, einen Ausgleich zwischen den in sich widersprüchlichen Zielen zu finden. So betont das Gutachten, ähnlich zu Consentec und EWI, insbesondere die Notwendigkeit der Gewährleistung der Versorgungssicherheit sowie das Ziel begrenzter Kosten. Gleichzeitig erwähnt aber auch BET eine potenzielle Segmentierung der auszuschreibenden Kapazitäten nach technischen Kriterien, wobei diese Möglichkeit ausdrücklich auf den Fall einer technischen Notwendigkeit beschränkt ist. Zum besseren Vergleich mit dem Fragenkatalog sind nachfolgend noch einmal die wesentlichen Ausprägungsmerkmale gemäß der Fragen 1 5 in tabellarischer Form zusammengefasst. Tabelle 1: Bewertung der Vorschläge gemäß Fragen 1 5 Grundlagen des Mechanismus BET Consentec EWI LBD 1 Soll Versorgungssicherheit das einzige Kriterium bei der Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus sein? 2 Soll Klimaschutz ein explizites Kriterium für den Kapazitätsmechanismus bilden? Nein Ja Ja Nein Ja Nein Nein Ja 3 Soll der Mechanismus auch explizit Verbraucherinteressen berücksichtigen? Nein Implizit (Preisobergrenzen) Implizit (Preisobergrenzen, Optionsverträge) Implizit (Preisobergrenzen, Optionsverträge) 4 Soll der Mechanismus das Ziel einer Erhöhung bzw. Sicherung der Wettbewerbsintensität explizit verfolgen? 5 Soll der Mechanismus den Umbau des Stromversorgungsystems hin zu erneuerbaren Energien explizit adressieren? Nein Nein Nein Ja Ja Nein Nein Ja Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 23

24 4.2 Umfang, Art und Differenzierung der kontrahierten Kapazitäten Neben der Wahl des grundlegenden Marktmodells unterscheiden die einzelnen Konzepte sich auch mit Blick auf Art, Umfang und mögliche weitere Eigenschaften der kontrahierten Kapazitäten (vgl. Position 6 8 des Fragenkatalogs). Diese Unterschiede ergeben sich teilweise bereits aus dem gewählten Grundmodell, gehen aber insbesondere im Falle von BET und LBD deutlich über die entsprechenden Einschränkungen hinaus. Allgemeine Abgrenzung (Frage 6) Wie bereits in Kapitel 1 erwähnt, beeinflusst die Wahl des grundlegenden Kapazitätsmechanismus unmittelbar den Umfang der zu kontrahierenden Kapazitäten. So zeigt Tabelle 2, dass die von BET und LBD vorgeschlagenen selektiven Mechanismen grundsätzlich auf neue Kraftwerke abzielen, obwohl bei Bedarf in einer zweiten Stufe auch modernisierte Altanlagen (BET) bzw. andernfalls stillgelegte Anlagen (LBD) teilnehmen können. Das Modell der strategischen Reserve (Consentec) fokussiert umgekehrt primär auf von Stilllegung bedrohte Altanlagen. Bestandsanlagen (sowie ggf. Neubauten) können im Konzept von Consentec dagegen nur dann Bestandteil der strategischen Reserve werden, wenn sie freiwillig auf die weitere Teilnahme am normalen Großhandels- und Regelenergiemarkt verzichten. Der von EWI vorgeschlagene umfassende Kapazitätsmechanismus berücksichtigt dagegen per definitionem sämtliche Kapazitäten, welche im Erfüllungszeittraum zur Verfügung stehen. 15 Zu berücksichtigen ist in diesem Zusammenhang weiterhin, dass die Studien von EWI und LBD zudem die Behandlung von erneuerbaren Energien diskutieren, während BET und Consentec nicht auf diese Frage eingehen. EWI verweist in diesem Zusammenhang darauf, dass eine Teilnahme erneuerbarer Energien zwar grundsätzlich möglich sei, jedoch auf die gesicherte Leistung zu beschränken wäre. 16 LBD nennt explizit das Ziel einer Integration der derzeitigen Förderinstrumente im Rahmen des EEG und KWKG in den Kapazitätsmechanismus, wobei unklar bleibt, ob dies in Form einer Gleichbehandlung mit konventionellen Kraftwerken oder durch Einführung eines separaten Marktsegments erfolgen soll. Neben Kraftwerken sehen alle vier Gutachten auch die Teilnahme von Verbrauchern vor, im Falle des von BET vorgeschlagenen Ansatzes jedoch beschränkt auf die optionale zweite Stufe. Die genaue Ausgestaltung der Integration flexibler Nachfrage (Demand Side Management, DSM) in den Kapazitätsmechanismus wird in den verschiedenen Studien jedoch nicht weiter ausgeführt, so dass ein weitergehender Vergleich nicht möglich ist. LBD nennt darüber das Ziel der Teilnahme von (neuen) Speichern am Kapazitätsmechanismus. Zwar gehen die übrigen Studien nicht explizit auf Speichertechnologien ein, doch gehen wir im Kontext der jeweiligen Darstellungen davon aus, dass dies in den übrigen Konzepten ebenfalls vorgesehen bzw. prinzipiell möglich ist. 24

25 Tabelle 2: Differenzierung der zur Teilnahme am Kapazitätsmechanismus zugelassenen Anbieter Allgemeine Abgrenzung (Frage 6) Konventionelle Kraftwerke BET Consentec EWI LBD Bestandsanlagen (Retrofit) a a Altanlagen (Retrofit) a a a (a) a Neuanlagen a a a Erneuerbare Energien (a) b (a) c Verbraucher (DSM) (a) a a a a Speicher??? a Zusätzliche Anforderungen (Fragen 7, 8, 10) Beschränkung auf gesicherte Leistung a (a) a (a) Technische Eigenschaften (a) d a Emissionsziele a Standort (a) d (a) d (a) d a (a) Teilnahme an einer potenziellen zweiten (mittelfristigen) Marktstufe (b) Nur gesicherte Leistung (alternativ Berücksichtigung bei Bestimmung der (residualen) Spitzenlast (c) Empfehlung einer Ablösung der derzeitigen Förderung im EEG durch Integration in Kapazitätsmechanismus (d) Bei Bedarf Zusätzliche Anforderungen (Fragen 7, 8, 10) Alle hier betrachteten Konzepte zielen u.a. auf die Gewährleistung ausreichender Versorgungssicherheit ab. Dementsprechend ist davon auszugehen, dass die vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen sich insbesondere oder sogar ausschließlich auf gesicherte Leistung beziehen (Frage 7). Konkret genannt wird diese Forderung jedoch nur von BET und EWI. Darüber hinaus stellen BET und LBD im Einklang mit ihren klimapolitischen Zielsetzungen weitere Anforderungen an die technischen Eigenschaften der zu kontrahierenden Kraftwerke (vgl. Frage 8). Die Vorschläge von EWI und Consentec beziehen sich hingegen auf alle verfügbaren Kapazitäten. Der Kapazitätsmechanismus kann in den Modellen von BET, LBD und EWI darüber hinaus regionalisiert werden, um regionalen Versorgungsengpässen Rechnung zu tragen (vgl. Frage 10). Wettbewerbsintensität von Teilmärkten und europäische Einbindung (Fragen 10, 20) Eine Differenzierung nach Technologien und/oder Standorten führt zu einer Segmentierung des Gesamtmarktes und reduziert somit potenziell die Voraussetzungen für einen ausreichenden Wettbewerb im Kapazitätsmechanismus (vgl. Frage 10). Mit Ausnahme von EWI, das u.a. aus diesem Grunde für einen umfassenden Kapazitätsmechanismus ohne weitergehende Differenzierung plädiert, geht keine der entsprechenden Studien auf die Frage der Mindestgröße von Teilmärkten ein, welche zur Gewährleistung ausreichender Liquidität und Vergleich der derzeit für Deutschland vorgeschlagenen Kapazitätsmechanismen 25