Im Rahmen der Plattform klimaneutrales Stromsystem (PKNS) brachte das Aachener Beratungsunternehmen Consentec seine Expertise zu den Themenbereichen "Flexibilität", "lokale Signale" und "steuerbare Kapazitäten" ein. Berater Moritz Schillinger stellte dabei unter anderem den französischen Kapazitätsmarkt vor. Im Interview mit der ZfK erklärt er, wie sich das französische Modell von zentralen Ansätzen unterscheidet und inwiefern es sich auch für Deutschland eignet.
Herr Schillinger, die Energiebranche wartet gespannt darauf, auf welchen Kapazitätsmechanismus sich die Ampel einigt. Eine Möglichkeit ist ein dezentraler Markt, wie ihn Frankreich eingeführt hat. Was genau steckt dahinter?
In einem dezentralen Kapazitätsmarkt ist die Nachfrageseite verpflichtet, ihren Verbrauch mit Versorgungssicherheitsnachweisen oder -zertifikaten zu decken. In der Regel übernehmen Energieversorger für ihre Kunden diese Aufgabe. Die Nachweise gewährleisten, dass den Verbrauchern in Knappheitssituationen eine Leistung in entsprechender Höhe zur Verfügung steht.
Was genau steckt hinter den Versorgungssicherheitsnachweisen?
Kapazitätsbetreiber, also Betreiber von Erzeugungs-, Speicher- und gegebenenfalls Lastflexibilitätskapazitäten, müssen sich die Leistung ihrer Anlagen von einer staatlichen oder staatlich beauftragten Stelle zertifizieren lassen. Sie erhalten dann Versorgungssicherheitsnachweise in entsprechender Höhe.
Die Versorgungssicherheitsnachweise sind frei handelbar. Versorger können die Zertifikate also vom Anbieter direkt oder über Dritte, etwa über die Kurzfristbörse Epex Spot, erwerben.
Vielleicht besitzen sie auch selbst Erzeugungskapazitäten, lassen diese zertifizieren und nehmen sie in ihr Portfolio auf. In jedem Fall entscheiden sie selbst, wann sie wie viele Zertifikate ein- und verkaufen wollen.
Welche Vorteile hat dieses System gegenüber einem zentralen Kapazitätsmarkt?
Im zentralen Kapazitätsmarkt bestimmt der Staat oder eine vom Staat beauftragte Stelle, wie viel Leistung zur Einhaltung des Versorgungssicherheitsstandards benötigt wird. Im dezentralen Markt sind es die Versorger, die ihren Bedarf abschätzen. Der Charme dabei ist, dass flexible Lasten deutlich leichter eingebunden werden können.
Das müssen Sie erklären.
Nehmen wir einen Versorger, der ein energieintensives Industrieunternehmen als Kunden hat. Nehmen wir an, dass dieses Industrieunternehmen seinen Verbrauch flexibel herunterfahren kann. Dann kann der Versorger diese Flexibilität nutzen, um seine Versorgungssicherheitsnachweise unbürokratisch zu reduzieren.
Der dezentrale Kapazitätsmarkt erleichtert die Teilnahme von Lastflexibilität, da diese in einem dezentralen Markt auf Basis ihres tatsächlichen Einsatzes auf die Verpflichtung eines Versorgers angerechnet werden kann, im Gegensatz zu einem zentralen Markt, in dem sie auf Basis ihrer erwarteten Verfügbarkeit in Knappheitssituationen eingestuft wird.
Was passiert, wenn sich ein Versorger verschätzt und im Notfall weniger Nachweise hat, als er bräuchte?
Nehmen wir das Beispiel Frankreich. Hier startet der Handel von Zertifikaten schon vier Jahre im Voraus und endet einige Zeit nach Ablauf des Lieferjahres. Versorger haben also einerseits genug Vorlauf, sich einzudecken. Zum anderen besteht die Möglichkeit, nach dem Lieferjahr, sofern noch Zertifikate gehandelt werden, Abweichungen zwischen prognostiziertem und tatsächlichem Zertifikatsbedarf auszugleichen.
Wer dies versäumt und sich unterdeckt, dem droht eine Strafzahlung oder Pönale. Wer sich dagegen überdeckt, der erhält eine teilweise Rückerstattung. Dabei spielt die Ausgestaltung des Pönalensystems und die Höhe der Pönale für das Funktionieren eines dezentralen Kapazitätsmarkts eine entscheidende Rolle.
Inwiefern?
Setzt man die Pönale sehr niedrig an, wird dies die Akteure dazu veranlassen, zunächst weniger Zertifikate zu erwerben und im Zweifelsfall das Risiko einzugehen, die Pönale zahlen zu müssen. Die Zertifikatspreise werden in diesem Fall tendenziell niedriger sein und selbst bei physischer Knappheit im System nicht auf eine solche schließen lassen.
Ist die Pönale dagegen extrem hoch, könnten die Akteure auf Nummer sicher gehen und mehr Zertifikate erwerben, als sie eigentlich benötigen. Dann steigt auch der Zertifikatspreis und suggeriert gegebenenfalls Knappheit, obwohl keine physische Knappheit vorliegt. Das Pönalsystem ist daher entscheidend dafür, dass der Markt die richtigen Signale sendet und keine Fehlanreize gesetzt werden.
Was sind die Schwächen eines dezentralen Kapazitätsmarktes?
Wir haben in Frankreich gesehen, dass ein dezentraler Markt mit hoher Komplexität und hohem Verwaltungsaufwand verbunden ist. Das fängt ganz unten bei kleinen Versorgern an und hört ganz oben beim Staat auf. Schließlich muss eine vom Staat beauftragte Stelle, in diesem Fall der Übertragungsnetzbetreiber RTE, für jeden Versorger im Nachgang genau prüfen, ob tatsächlicher Leistungsbedarf und Zertifikatsbestand übereingestimmt haben.
Das heißt: Obwohl der dezentrale Kapazitätsmarkt prinzipiell privatwirtschaftlich abläuft und sich die Kosten des Staats im Rahmen halten, fällt doch wieder ein großer Kostenblock an zentraler Stelle an. Aber es gibt noch einen viel größeren Nachteil.
Nämlich?
Die Versorgungssicherheitsnachweise gelten in der Regel nur für ein Jahr. Dieser Zeitraum könnte möglicherweise zu kurz sein, um Investitionen anzureizen.
Wer neue Gaskraftwerke bauen will, wünscht sich längere Absicherungszeiträume. Wir reden da von 10 bis 20 Jahren. Solch lange Zeiträume sind für Versorger aber nicht machbar. Denn wer weiß schon, wie sein Kundenportfolio in 20 Jahren aussehen wird?
Welchen Ausweg gäbe es dafür?
Frankreich hat zusätzlich zum Zertifikatehandel längerfristige Ausschreibungen eingeführt, um den Neubau von Kraftwerken zu erleichtern. Wer den Zuschlag erhält, dem wird für sieben Jahre ein bestimmter Mindestpreis für Zertifikate zugesichert.
Würden Sie Deutschland einen dezentralen Kapazitätsmarkt empfehlen?
Ich würde zumindest nicht sagen, dass ein dezentraler Markt für Deutschland gar nicht geeignet ist. Wir haben große Potenziale, wenn es um die Nutzung flexibler Lasten geht. Wollen wir diese erschließen, ist ein dezentrales Modell geeigneter als ein zentraler Markt. Wenn wir aber den Neubau von Kraftwerken anreizen wollen, ist ein reiner dezentraler Markt schwierig. Dann ist ein Hybridmodell sinnvoller.
Welcher Kapazitätsmarkt ließe sich denn schneller einführen – am besten schon bis 2028?
Natürlich können wir uns den belgischen Kapazitätsmarkt ansehen, der zuletzt von der EU genehmigt wurde. Dabei handelt es sich um einen zentralen Markt. Wenn es schnell gehen soll, können wir uns viel davon abschauen.
Aber ein länderspezifisches System ist nie eins zu eins auf ein anderes Land übertragbar. Ich glaube, dass es bei beiden Modellen nicht so rasch gehen dürfte, wie sich das mancher Politiker wünscht. 2028 ist ein sehr sportliches Ziel, egal, welches Modell man einführen will.
(Das Interview führte Andreas Baumer)
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