Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber Tennet, Amprion, 50Hertz und Transnet BW haben sich in der Debatte um einen Kapazitätsmarkt klar positioniert. Sie sprechen sich für einen zentralen, umfassenden Kapazitätsmarkt mit lokaler Komponente aus. Das geht aus dem Vorwort einer Studie hervor, die die Unternehmen in Auftrag gegeben und jüngst auf ihrer gemeinsamen Internetseite veröffentlicht haben.
Zentrale Kapazitätsmärkte zeichnen sich dadurch aus, dass ein staatlicher oder vom Staat beauftragter Akteur den benötigten Leistungsbedarf für eine Lieferperiode berechnet und ausschreibt. Kapazitätsanbieter, die den Zuschlag erhalten, bekommen zugleich eine Vergütung, die zur Refinanzierung der Investition dient.
Kombinierbar mit 10-GW-Ausschreibung
Ein Vorteil des Kapazitätsmarkts: Der Stromhandel bleibt davon unberührt, weil die Bereitstellung gesicherter Leistung nicht mit einer Verpflichtung der Stromerzeugung einhergeht. Lediglich die Verfügbarkeit der Anlagen, Strom bereitzustellen oder bei Bedarf darauf verzichten zu können, wird vergütet.
Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber ist ein zentraler Kapazitätsmarkt zudem gut mit den vorgezogenen Ausschreibungen der Kraftwerksstrategie kombinierbar. Gemeint ist die Förderung von zehn Gigawatt (GW) Gaskraftwerken, die auf Wasserstoff umrüstbar sind.
EU-Länder mit zentralem Kapazitätsmarkt
Die Netzbetreiber schlagen vor, dass die Betreiber der neuen Kraftwerke zwischen dem Beibehalten der Förderung durch die Kraftwerksstrategie und einer Teilnahme am zentralen Kapazitätsmarkt wählen könnten. "Die Integration der geförderten Anlagen in einen zentralen Kapazitätsmarkt ist somit eher eine Frage der Ausgestaltung als eine Frage der Möglichkeit."
Andere europäischen Länder haben sich in den vergangenen Jahren überwiegend für zentrale Kapazitätsmärkte entschieden. In der deutschen Debatte werden dabei am häufigsten Großbritannien und Belgien genannt. Großbritanniens Kapazitätsmarkt war das erste Modell, das unter den aktuellen EU-Regeln bewilligt wurde. Belgien ist das jüngste Beispiel. Auch Irland, Italien oder Polen etablierten zentrale Kapazitätsmärkte.
Lokale Komponente
Die Übertragungsnetzbetreiber greifen diese Entwicklung in ihrer Argumentation auf. Ein zentraler deutscher Kapazitätsmarkt ließe sich gut mit den Märkten im europäischen Ausland koordinieren, schreiben sie.
Eine Besonderheit des Netzbetreibervorschlags ist die lokale Komponente, die eine systemdienliche Ansiedlung flexibler Kapazitäten fördern soll. Die Unternehmensberatung Consentec nennt in der Studie mehrere Möglichkeiten.
Regionale Kernanteile und Wettbewerbsbonus
Sie hält die Vorgabe von regionalen Kernanteilen innerhalb der Kapazitätsmarktausschreibung für "grundsätzlich gut geeignet". Dabei müssten auch Netzdienlichkeitsfaktoren bei der Bewertung von Anlagen im Vorfeld von Auktionen berücksichtigt werden.
Eine Alternative wäre ein Wettbewerbsbonus, der beispielsweise Anlagen in der Nähe von Netzen mit hohem Redispatch-Bedarf bevorzugt. Der Netzbetreiber Transnet BW hatte vor Kurzem ein eigenes Vorschusskonzept vorgestellt, das den Bau von Kraftwerken vor allem in den vergleichsweise verbrauchsstarken, aber grünstromarmen Regionen attraktiver machen soll. (Die ZfK berichtete.)
Dezentrale Alternativen
Nicht alle EU-Länder haben übrigens einen zentralen Kapazitätsmarkt eingeführt. Frankreich wählte einen dezentralen Ansatz. Hier werden Versorger verpflichtet, sich entsprechend ihrer benötigten Leistung mit Versorgungssicherheitsnachweisen einzudecken. Allerdings wurde auch dieses Modell durch längerfristige Auktionen ergänzt, um den Bau neuer flexibler Kapazitäten anzureizen.
Noch dezentraler ist ein im politischen Berlin diskutierte Hedgingpflicht, wo bereits börsenübliche Absicherungsgeschäfte hinterlegt werden könnten. Consentec hatte dieses Modell im Rahmen der Plattform Klimaneutrales Stromsystem vorgestellt. (Mehr dazu lesen Sie hier.) (aba)
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