Grundkurs Energie: Kapazitätsmarkt vs. Energy Only
Wenn Sie in der Energiewirtschaft arbeiten, können Sie für heute die Seite wieder schließen: Unter “Grundkurs Energie” werde ich in lockerer Reihe auf Fragen eingehen, die zum größten Teil von meinen Studenten an der Uni Bielefeld stammen, wo ich als Lehrbeauftragte Jurastudenten im Wahlschwerpunkt Umweltrecht eine “Einführung in das Energierecht” vermittele. Es geht also um Basics.
Wer anfängt, sich mit Energie zu beschäftigen, stößt schnell auf Debatten und Begriffe, die in der Tagespresse nur am Rande oder gar nicht vorkommen, die Branche aber stark beschäftigen. Zu diesen Themen gehört auch die künftige Ausrichtung des Strommarkts. „Kapazitätsmarkt oder Energy only“ lautet das Schlagwort. Was verbirgt sich also dahinter?
Die Ausgangslage ist eigentlich erfreulich. Der Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energien steigt. Das ist eine gute Nachricht fürs Klima. Doch der Ausbau hat eine nicht ebenso erfreuliche Nebenwirkung: Die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Quellen schwankt stark, weil Sonne und Wind sich eben nicht genauso gut an- und abschalten lassen wie beispielsweise die Gaszufuhr in einem Kraftwerk. Nun ist Strom aber nur sehr bedingt und zudem nur zu erheblichen Kosten speicherbar. Es müssen also ausreichend gut steuerbare, damit regelmäßig fossil betriebene Kraftwerke her, die kurzfristig dann einspringen, wenn die momentane Nachfrage das Angebot an Erneuerbaren übersteigt. Doch da für Erneuerbaren Strom ein gesetzlicher Einspeisevorrang gilt, er also immer zuerst vom Netzbetreiber abgenommen werden muss, kommen die Reservekraftwerke nur selten zum Zug.
Nun kostet ein Kraftwerk auch dann Geld, wenn es steht. Die Investitionskosten müssen ebenso wie Personalkosten getragen werden. Es wird gewartet, es muss modernisiert werden. Alle diese Kosten muss das Kraftwerk also auch wieder erwirtschaften. Wird es aber nur für extrem geringe Mengen aufgerufen, werden diese Reservestrommengen nach den Gesetzen von Angebot und Nachfrage absurd teuer.
Solange diese Kraftwerke überhaupt – und sei es in einer einzigen Stunde pro Jahr – ihre Kosten und eine gewisse Marge erwirtschaften, funktioniert der Markt grundsätzlich, auch wenn die Preisspreizung naturgemäß grotesk anmutet. Aber der Betreiber der Anlage verdient Geld, bleibt also am Netz, und die Versorgung mit Strom ist damit stets gewährleistet. Da dieses Marktmodell nur Strom vergütet, nennt man es „Energy only“.
Doch für den Betreiber dieser selten aufgerufenen Kraftwerke ist das Risiko faktisch groß, gar nicht aufgerufen zu werden. Außerdem werden die Erneuerbaren Energien weiter ausgebaut, er wird also immer seltener gebraucht. Doch auch ein Kraftwerksbetreiber lebt nicht von Luft und Liebe. Er könnte also den Kraftwerksbetrieb einstellen (müssen), was die Versorgungssicherheit wiederum verschlechtern würde. Deswegen geistert seit einigen Jahren die Idee durch den Raum, die Vorhaltekosten für diese Kraftwerke nicht über die – geringen – Strommengen abzugelten. Sondern einen Markt für die eigentliche Leistung dieser Kraftwerke zu vergüten, nämlich die Bereitstellung einer gewissen Kapazität. Die Kraftwerke verkaufen dann also nicht mehr Strom, sondern – wenn man so will – die Sicherheit, dass Strom immer fließt.
Derzeit existiert ein solcher Markt nicht. Der Gesetzgeber hat sich 2016 mit dem Strommarktgesetz statt dessen für andere Möglichkeiten entschieden, ausreichend Reserven sicherzustellen: Die Netzreserve nach § 13d EnWG, die das Nord-Süd-Gefälle im Winter ausgleichen soll. Diese besteht teilweise aus Kraftwerken, die die Betreiber stilllegen wollen, denen dies wegen ihrer Systemrelevanz aber nicht gestattet ist, § 13b EnWG. Die (jüngst von der Kommission genehmigte) Kapazitätsreserve nach § 13e EnWG, in die nach Ausschreibung Kraftwerke überführt werden sollen, die aus dem Strommarkt ausscheiden und den Übertragungsnetzbetreibern vor ihrer endgültigen Stilllegung als Rückfalloption für Stromflauten dienen. Die Braunkohlereserve nach § 13g EnWG, die ebenfalls auf eine endgültige Stilllegung der teilnehmenden Kraftwerke abzielt. Doch obwohl die Zielrichtung dieser Maßnahmen auf vergleichbare Effekte wie der Kapazitätsmarkt abzielt, fehlt ihnen mindestens das Vermarktungselement auf der Basis von sich frei bildenden Preisen. Kapazitätsmärkten im engeren Sinne erteilte der Gesetzgeber damit eine deutliche Absage.
Daran soll sich im Prinzip im künftigen Strommarktdesign bis 2030 nichts ändern. Im sogenannten Winterpaket, dessen ersten Entwurf die Europäische Kommission im November 2016 vorstellte, kommen Kapazitätsmärkte nur in absoluten Ausnahmefällen und mit Auflagen vor. So sollen die Kapazitätsmärkte gerade nicht dazu dienen, fossile Kraftwerke am Leben zu erhalten, indem ab 2025 nur solche Kraftwerke teilnehmen sollen, die pro kWh Strom nicht mehr als 550 g CO2 emittieren. Zum Vergleich: Ein braunkohlebetriebenes Kraftwerk im Kondensationsbetrieb (d. h. ohne Wärmeauskopplung) emittiert mindestens 950 g CO2/kWh. Die Ausgestaltung dieser Regelungen ist aber noch ausgesprochen umstritten. Erst Ende des Jahres sollen die für den künftigen europäischen Strommarkt über viele Jahre prägenden Regelungen stehen.
Sie haben auch eine Frage nach Grundlagen des Energierechts, auf die ich in dieser Reihe eingehen könnte? Dann schreiben Sie mir.