Vorschlag zur konkreten Ausgestaltung eines effizienten Kapazitätsmarkts


Veröffentlicht am 29. Oktober 2013

Die Frage, ob und wie Kapazitätsmärkte in Deutschland eingerichtet werden sollen, bestimmt derzeit die energiewirtschaftliche Diskussion. Dabei scheint sich eine Mehrheitsmeinung dahingehend abzuzeichnen, dass grundsätzlich ein Kapazitätsmarkt wünschenswert ist, da ein Energy-Only-Markt die zukünftigen Herausforderungen der Energiewende nicht allein bewältigen kann. Auf Basis dieser Prämisse lässt sich ein konkretes Marktdesign vorschlagen.

Der Sinn von Kapazitätsmärkten ist es, dauerhaft die Versorgungssicherheit mit Strom auf planbar hohem Niveau zu ermöglichen. Kapazitätsmärkte sollen eine Lösung für das „Missing-Money-Problem“ sein: Ein Strommarktdesign, in dem nur ein Preis für Energie, nicht aber für Kapazität vergütet wird, führt laut Kritikern von Energy-Only-Märkten zu ausbleibenden Investitionen und schließlich zu Marktversagen in Form einer unter das gewünschte Ausmaß fallenden Versorgungssicherheit.

Notwendigkeit von Kapazitätsmärkten

Andreas Mundt, Präsident des Bundeskartellamts, hat in der FAZ vom 20.7.2012 die Kriterien aufgeführt, die Kapazitätsmärkte erfüllen sollen, damit die mit einer Erhöhung der Versorgungssicherheit einhergehenden Kostensteigerungen minimiert werden können [1]. Kapazitätsmärkte haben demnach die Aufgabe, die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Dies geschieht durch das Setzen von Investitionsanreizen.

Mit Preisen für Leistungsvorhaltung lassen sich auch schwach ausgelastete Erzeugungstechnologien bzw. die Flexibilisierung der Stromnachfrage finanzieren, die im Bedarfsfall für den Strommarkt zur Verfügung stehen. Ein marktorientiertes Design des Kapazitätsmarkts soll transparenten, diskriminierungsfreien Marktzugang gewährleisten und Kosteneffizienz in der Preisbildung sowie der Zuschlagsentscheidung aufweisen.

Ein effizienter Kapazitätsmarkt sollte also kostengünstig, Investitionsanreize setzend, marktorientiert, diskriminierungsfrei und transparent sein. Was bisher übersehen wurde: Einen derartigen Strommarkt gibt es bereits seit einigen Jahren. Der Markt für positive Minutenreserve ist praxiserprobt und erfüllt alle von Mundt aufgestellten Kriterien. Daher ist zu empfehlen, den bestehenden positiven Minutenreservemarkt zu einem Systemreservemarkt zu modifizieren, der sowohl die Bedürfnisse eines Regelenergiemarktes befriedigt, als auch die eines Kapazitätsmarktes.

Der Markt für Minutenreserve – Status Quo

Der heutige Minutenreservemarkt ist ein Regelenergiemarkt zum Ausgleich von kurzfristigen Frequenzschwankungen aufgrund von Erzeugungs- und Nachfrageprognosefehlern. Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ist verantwortlich für die Frequenzhaltung und beschafft die Regelenergieleistung in einer Auktion, an der Marktteilnehmer zugelassene („präqualifizierte“) Anlagen anbieten können [2]. Für die Minutenreserve wird die Leistung von Erzeugungsanlagen (oder auch Nachfrageprozessen) zugelassen, die innerhalb eines Zeitraums von 15 Minuten verändert werden können.

Die Minutenreserve wird in „positive“ und „negative“ Minutenreserve unterschieden. Die positive Minutenreserve ist die Reservekapazität, die im Notfall eine Unterproduktion auf dem deutschen Strommarkt abfedert und Strom einspeist, um die Normalfrequenz im Stromnetz zu halten. Mit negativer Minutenreserve ist hingegen die Kapazität gemeint, die für das Speichern oder Zurückhalten von Strom benötigt wird, wenn zu viel Strom bei zu wenig Nachfrage im Netz vorhanden ist.

Auf dem Minutenreservemarkt haben bisher hauptsächlich flexible Gaskraftwerke oder Pumpspeicherkraftwerke ihre Dienste angeboten. Sie können innerhalb einer Viertelstunde ihre Produktion ändern, den Betrieb hochfahren oder einstellen. Gleiches gilt aber auch für Blockheizkraftwerke (BHKW), Notstromaggregate, Biogasanlagen oder flexible Industrieprozesse.

Der Zugang zum Minutenreservemarkt funktioniert transparent, die ÜNB haben in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur eindeutige Regeln zur Präqualifikation von Einzelanlagen und Poolanbietern verfasst. Die Zulassung erfolgt außerdem diskriminierungsfrei. Das Marktdesign der Minutenreserve hat sich in mehrfacher Hinsicht bewährt: Mit der Liberalisierung der Regelmärkte ist die Anbieterzahl nach oben geschnellt. Die technisch anspruchsvollen Produkte können heute 42 Anbieter bereitstellen – das ist eine Vervielfachung gegenüber 2007. Darunter befinden sich viele kleinere und unabhängige Anbieter, die so im Wettbewerb innovative Konzepte umsetzen und Technologien zur Leit- und Regeltechnik weiterentwickeln.

Die Auktion auf dem Minutenreservemarkt findet wochentäglich statt. Alle präqualifizierten Anbieter können bis zehn Uhr eines jeden Werktages ihre Gebote abgeben. Zu jedem Gebot gehören ein Preis für die Leistungsvorhaltung („Leistungspreis“) und ein Preis für den Arbeitsabruf („Arbeitspreis“). Der ÜNB sortiert alle Gebote nach Gate Closure bezüglich der Höhe des abgegebenen Leistungspreises und gibt den günstigsten Anlagen den Zuschlag.

Im nächsten Schritt werden die zugeschlagenen Gebote nach der Höhe der Arbeitspreise sortiert und im Falle eines Abrufes nach dieser Reihenfolge durch den ÜNB aktiviert (Merit Order). Derzeit schreibt der ÜNB täglich ca. 1 500–2 500 MW positive Minutenreserveleistung aus. Der Leistungspreis, also der Preis für die Vorhaltung von kurzfristigen Erzeugungskapazitäten, ist in den vergangenen Jahren kontinuierlich gesunken, bis er seit Anfang 2011 auf dem Niveau von 0 € angekommen ist (siehe Bild).

Durchschnittliche Leistungspreise für positive Minutenreserve pro Monat und MW.

Auch wenn dies aufgrund des geschilderten Preisverfalls paradox wirkt: Das Marktdesign des Regelenergiemarkts setzt Investitionsanreize zum Bau neuer und zur Erschließung alter flexibler Anlagen. Der entscheidende Treiber hierbei ist der Leistungspreis. Am Preisverfall um mehr als 90 % zwischen 2007 und 2012 lässt sich dieser letztendlich erfolgreiche Prozess gut darstellen: In den Jahren 2007–2008, in Zeiten noch höherer Preise für die Vorhaltung positiver Leistungsreserve, sind innerhalb kürzester Zeit mehrere hundert MW an Nachfrageprozessen und Notstromaggregaten in die Regelenergiemärkte eingetreten.

Der ausgeschriebene Preis hat ausgereicht, um notwendige Investitionen in die Leistungsreserve zu tätigen. Nach einem abgeschwächten Wachstum von 2009 bis 2010 hat sich der Wind gedreht: Akteure verlassen den positiven Minutenreservemarkt, Industrieunternehmen bauen installierte Fernwirktechnik zurück und geben so ihre Regelfähigkeit mangels Wirtschaftlichkeit auf. Kraftwerke, die sich auch über den Leistungspreis finanziert haben, werden stillgelegt oder zumindest aus der Warm- in die Kaltreserve überführt. Bei Kraftwerksprojekten werden die Möglichkeiten der Flexibilisierung nicht ausgeschöpft, da die Leistungspreise nicht mehr ausreichen, um eine zusätzliche Investition zu amortisieren.

Einen Wert hat positive Regelfähigkeit heute nicht. Dies ist letztlich ein Zeichen für den Erfolg des Minutenreservemarkts zwischen 2007–2008. Heute ist die Nachfrage nach positiver Regelfähigkeit schlichtweg befriedigt. Kurioserweise fällt dies mit der aktuellen Diskussion zusammen, in der mehr Flexibilität gefordert wird.

Dies hat auch mittelfristig Konsequenzen: Die Angebotskurve für vorhandene Flexibilität verläuft heute noch sehr flach. Die vorhandenen Kapazitäten (in Bezug auf die technisch erforderliche Minutenreserveleistung nach dem Graf-Haubrich-Verfahren) sind noch groß und könnten dem Strommarkt in Zukunft gute Dienste erweisen – wenn es einen Markt und einen Preis für sie gibt.

Ein weiteres interessantes Detail der heutigen Minutenreservemärkte ist die Möglichkeit der ÜNB, Kernanteile auszuschreiben. Bereits heute können die ÜNB in der gemeinsamen Auktion einen Kernanteil der vorzuhaltenden Leistung aus einer Regelzone festlegen. In der täglichen Auktion erhalten dann die Angebote zunächst einen Zuschlag, die ihre Leistung aus einer bestimmten Regelzone erbringen können. Diese lokale Komponente ist erprobt und führt zur Entlastung der Übertragungsnetze.

Notwendige Anpassungen des Marktdesigns

Wie zuvor erwähnt, sieht der hier präsentierte Vorschlag vor, den Minutenreservemarkt zu einem Systemreservemarkt zu modifizieren. Der Systemreservemarkt soll dabei nicht ausschließlich zur Abdeckung kurzfristiger Stromschwankungen dienen, sondern ebenfalls das Marktgleichgewicht auf dem Spot- und Intradaymarkt sichern.

Um Leistungseinheiten für diese zusätzliche Aufgabe zu erhalten, sollte die ausgeschriebene Kapazitätsreserve auf einem langfristig geplanten Pfad ansteigen. Die täglich ausgeschriebene Leistung setzt sich dann aus zwei Komponenten zusammen. Zum einen aus der nach dem Graf-Haubrich-Verfahren ermittelten Leistung für den originären Zweck der Minutenreserve. Zusätzlich kommen monatlich sukzessiv 100 MW als Systemreserve hinzu, bis ein mögliches Zielniveau für gesicherte Leistung im Jahr 2020 von ca. 10 GW erreicht ist [3].

Die Hoheit über die gesamte Systemsicherheitsleistung hat der ÜNB. Zur Sicherstellung eines täglichen Marktgleichgewichtes bietet er eine Leistung am Spotmarkt und auf dem Intradaymarkt an. Die Höhe der Leistung darf dabei nicht der gesamten verfügbaren Leistung entsprechen, da der ÜNB einen zuvor definierten Anteil für kurzfristige Schwankungen zurückhält (Anteil Minutenreserve). Der ÜNB kann sodann jeden Tag die in der Systemreserve kontrahierte Menge sortiert nach den Arbeitspreisen an der Spotmarkt-Börse anbieten (siehe Abb. 2).

Grafik Anbieter Minutenreserveleistung ÜNB Strommarkt

Der ÜNB verbindet als Intermediär somit die beiden ansonsten getrennten Märkte. Der Preis für die Vorhaltung von Kapazität (Leistungspreis) ergibt sich auf dem Systemreservemarkt durch das Merit-Order-Prinzip und wird (wie der Leistungspreis für Minutenreserve bereits heute) auf die Netznutzungsentgelte umgelegt. Der Preis für den tatsächlichen Abruf von Kapazitäten der Systemreserve ergibt sich hingegen entweder wie gehabt auf dem Minutenreservemarkt über das Merit-Order-Prinzip oder im Angebot auf dem Spot- und Intraday-Markt nach Berücksichtigung aller auf diesem Markt abgegebenen Gebote.

Für den Intradaymarkt kann zusätzliche Liquidität auch in Form von Viertelstundenprodukten geschaffen werden. Falls eine Leistung einen Zuschlag erhält, setzt der ÜNB diese ein und fährt den damit verbunden Fahrplan ab. Der Anbieter erhält seine Vergütung über den ÜNB durch den Nachfrager am Spot- bzw. Intradaymarkt.

Technisch stellt dies kein Problem dar: Der ÜNB hat eine klar abgegrenzte Aufgabe, für die er heute schon Ressourcen besitzt. Durch die EEG-Vermarktung sind Handelszugänge vorhanden. Zudem kann der ÜNB über seinen Merit-Order-List-Server Einsatzfahrpläne vollautomatisch an Kapazitätsanbieter übersenden und kann so mit geringem technischem Aufwand zuverlässig die Intradaymärkte mit Liquidität versorgen. Der ÜNB ist der einzig sinnvolle Akteur, um in kritischen Situationen am Strommarkt, aber auch im Netz, handeln zu können. Zusammenfassend lassen sich folgende konkreten Schritte zur Transformation des Minutenreservemarkts zum Systemreservemarkt zusammenfassen:

  • Erhöhung der am Systemreservemarkt ausgeschriebenen Mengen entlang eines klar vorgegebenen Pfades (z. B. 100 MW pro Monat bis zum Jahr 2020), um Investitionssicherheit auf Seiten der Betreiber zu gewährleisten;
  • Erweiterung des Verantwortungsbereiches der ÜNB zum Intermediär zwischen Systemreservemarkt und Spotmarkt;
  • Vereinfachung des Zugangs zum Systemreservemarkt (Beschleunigung des Präqualifikationsprozesses).

Für Anbieter von Minutenreserve ändert sich wenig: Sie wissen nicht, ob sie Teil der originären Regelenergie oder der Kapazitätsreserve sind, ihre Verfügbarkeitsverpflichtungen sind im Transmission Code klar geregelt. Eine Anlage, die in einem Vierstundenblock am Minutenreservemarkt den Zuschlag erhält, muss auch einen vierstündigen Abruf leisten können. Es spielt keine Rolle, aus welchem Grund der ÜNB den Abruf durchführt. Auch bilanziell macht das vorgeschlagene Design keinen Unterschied aus. Da der Arbeitsabruf der Kapazitätsreserve über den Spotmarkt vergütet wird, kann der ÜNB kostenneutral die Erlöse an die Anbieter durchreichen.

Kritische Würdigung

Bei einer Zielgröße von 10 GW zusätzlicher gesicherter Leistung bis 2020 setzt ein monatlicher Anstieg der ausgeschriebenen Systemreserve um 100 MW die richtigen Anreize in weitere Investitionen: Die Leistungspreise der Systemreserve steigen vermutlich moderat an und folglich werden zusätzliche Kapazitäten für den Systemreservemarkt erschlossen. Diese Leistung kann zu wettbewerbsfähigen Kosten gegenüber zentral ausgewählten Reservekraftwerken bestehen.

In den Folgejahren bewirkt der Ausbaupfad auch den Zubau neuer flexibler Kraftwerke, die die hohen technischen Anforderungen der ÜNB erfüllen müssen, und damit ein gesichertes Angebot an Systemreserve. Der Trend zur Stilllegung von Flexibilität kehrt sich aufgrund von Preissignalen um, ein ähnlicher Boom in der Erschließung des Marktes wie im Zeitraum zwischen 2007 und 2008 ist möglich.

Die richtigen Investitionsanreize scheint der Markt für Systemreserve also geben zu können. Wie sieht es jedoch mit einer ökonomischen Bewertung des Marktdesigns aus?

Die wettbewerbsfähigsten Anlagen setzen sich im harten Kostenwettbewerb durch: Unrentable Kraftwerke müssen sich in diesem Wettbewerb behaupten, um eine Daseinsberechtigung zu haben. Eine zur Diskussion stehende Prämie zum Weiterbetrieb unrentabler Kraftwerke (sog. Reservekraftwerke [4]) kann nie so effizient wie ein Minutenreserveleistungspreis sein. Eine solche Prämie muss systematisch über den im freien und transparenten Wettbewerb ermittelten Grenzkosten zusätzlicher Kapazität liegen. Auch das Erpressungspotenzial von Kraftwerksbetreibern gegenüber den Netzbetreibern bzw. der Bundesnetzagentur hinsichtlich einer Stilllegung alter Kraftwerke ist damit abgeschwächt bzw. vollständig aufgehoben.

Selbst die regionale Komponente des Minutenreservemarkts kann systementlastend in den Systemreservemarkt überführt werden: Potenzielle Netzengpässe, die einen Redispatch verursachen können, lösen die ÜNB durch die Ausschreibung von Kernanteilen in den einzelnen Regelzonen – heute schon gängige Praxis in der Minutenreserve. Wenn man einheitliche Preiszonen in Deutschland aufrechterhalten will, kann nur der netzsteuernde ÜNB die Hoheit über den Redispatch haben.

Mittels der Kernanteile innerhalb des Instruments der Systemreserveausschreibungen können Netzengpässe verhindert werden. Die vier Regelzonen bieten eine grobe Regionalisierung, die zunächst ausreichen kann. Durch Kernanteile für TransnetBW, Amprion und TenneT kann der ÜNB systematisch mehr Kapazität in Süd- und Westdeutschland bezuschlagen – in den Regionen also, in denen nach Meinung von Experten die Stromlücke zukünftig besonders weit auseinanderklaffen wird.

Eine wichtige Herausforderung bei der Veränderung des Marktdesigns liegt in der Interdependenz zwischen den verschiedenen Strommärkten. Die Interaktion zwischen Spot-, Regel- und Intradaymärkten verbessert sich, da aus dem Systemreservemarkt Liquidität auf Spot- und Intradaymarkt gebracht wird.

Das heute bestehende Problem mangelnder Liquidität auf Intraday-Märkten insbesondere im Viertelstundenraster löst die Kapazitätskomponente der Minutenreserve unmittelbar auf der Angebotsseite. Die Rolle des zentralen Planers beschränkt sich auf die Umsetzung eines politisch vorgegebenen Ausbaupfades für Kapazitätsreserve und eines mechanischen, heute schon etablierten Steuerungsalgorithmus, der nur wenig zusätzlichen Aufwand für den ÜNB bedeutet.

Lösung für das „Missing-Money-Problem“

Mit dem vorgeschlagenen Systemreservemarkt kann das „Missing-Money-Problem“, das zu fehlenden Kraftwerkskapazitäten führt, gelöst werden. Es bedarf auch keines exorbitanten regulatorischen Aufwands, den bestehenden positiven Minutenreservemarkt in der beschriebenen Art und Weise zu modifizieren. Der Minutenreservemarkt hat sich bereits heute in seinem Marktdesign sehr bewährt. Einen vollständig neuen Markt zu erfinden, birgt hingegen erhebliches Marktverwerfungspotenzial, welches wiederum nur mit erheblichem regulatorischen Aufwand aufgelöst werden kann.

Anmerkungen

Diese Position habe ich bereits in der Publikation „Energiewirtschaftliche Tagesfragen“ vertreten.
http://www.et-energie-online.de/AktuellesHeft/Topthema/tabid/70/NewsId/363/Vorschlag-zur-konkreten-Ausgestaltung-eines-effizienten-Kapazitatsmarkts.aspx

Quellen

[1] Andreas Mundt: Wettbewerb ist der Schlüssel zur Energiewende, in: Frankfurter Allgemeine Zeitung, Nr. 167 vom 20.7.2012, S. 12.

[2] Siehe Liste der präqualifizierten Anbieter von Regelleistung

[3] Die Frage nach der Höhe der benötigten flexiblen Leistung („Kapazitätslücke“) gestaltet sich aufgrund vielfacher Variablen und Unwägbarkeiten äußerst schwierig, siehe EWI-Gutachten: „Untersuchungen zu einem zukunftsfähigen Strommarktdesign, März 2012, S. 44. Auch im angesprochenen Interview von Mundt) spricht dieser von einer Lücke „zwischen 8 und 55“ GW. Die vorgeschlagene Transformation des Minutenreservemarkts kann auch dieser Unwägbarkeit Rechnung tragen, indem die vom ÜNB ausgeschriebenen Mengen ständig angepasst werden. Der angesprochene „Boom“ auf dem Minutenreservemarkt zwischen 2007 und 2008 belegt außerdem, wie kurzfristig der Kraftwerkspark auf Preisschwankungen reagieren kann.

[4] Siehe Bundesnetzagentur, Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12 vom 3.5.2012, S. 14–15.

Weitere interessante Links

Ein Beitrag mit Hintergrunderläuterungen zum Thema Kapazitätsmarkt aus unserem Wissensbereich.


Hendrik Sämisch
Von

Hendrik Sämisch ist einer der Gründer und Geschäftsführer von Next Kraftwerke. Er verantwortet insbesondere den Stromhandel.

Jochen Schwill
Von

Jochen Schwill ist einer der Gründer und Geschäftsführer von Next Kraftwerke. Er ist verantwortlich für Produktentwicklung und die Technik unseres Virtuellen Kraftwerks.

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