Lange hat sich die Bundesregierung gegen Kapazitätsmärkte gesträubt. Bis zum Sommer könnte aber auch sie sich im Rahmen der Kraftwerksstrategie für dieses Modell entscheiden. Welche Lehren lassen sich schon jetzt aus bereits bestehenden Kapazitätsmärkten ziehen? Und wie könnte ein netzdienlicher Zubau steuerbarer Leistung auch ohne Strompreiszonenteilung gelingen? Ein Interview mit Hanns Koenig, Managing Director, Central Europe, bei der Unternehmensberatung Aurora Energy Research, hier Teil zwei.
Herr Koenig, das Bundeswirtschaftsministerium hatte bislang recht klare Vorstellungen davon, welche Art Kraftwerke Deutschland im Rahmen der Kraftwerksstrategie zusätzlich benötigt: große Kraftwerke, die perspektivisch mit Wasserstoff betrieben werden. Der in der Koalition vereinbarte Kapazitätsmechanismus aber soll nun technologieneutral sein. Welche Folgen könnte das haben?
Ein lehrreicher Fall ist hier Großbritannien. Hier wollte der Regulierer vor allem Gas- und Dampfkraftwerke anreizen. Und was hat der Markt geliefert? Viele kleine dezentrale Anlagen, Gasmotoren und offene Gasturbinen, weil diese viel günstiger zu bauen sind. Auch in Polen rechneten vor der letzten Auktion viele damit, dass große Gaskraftwerke den Zuschlag bekommen würden, um Kohlekapazitäten zu ersetzen. Stattdessen setzten sich überwiegend Batteriespeicher durch.
Der Markt hat immer Recht, würde mancher jetzt sagen.
Natürlich kann man das als Wettbewerb der Technologien sehen. Es stellt sich aber auch die Frage, ob Batterien mit einer Speicherdauer von vier Stunden wirklich den gleichen Beitrag zur Stromversorgungssicherheit leisten können wie große Gas- und Dampfkraftwerke.
Natürlich nicht, oder?
Deshalb hat beispielsweise Großbritannien damals reagiert und die Regeln geändert. Prinzipiell setzt Großbritannien, aber auch Belgien, auf sogenannte Deratingfaktoren. Diese bilden ab, mit welcher Wahrscheinlichkeit und mit welcher Verfügbarkeitsdauer Technologien über einen bestimmten Bedarfszeitraum verfügbar sind.
Können Sie an einem Beispiel veranschaulichen, was es damit auf sich hat?
Nehmen wir an, der Ergebnispreis eines Kapazitätsmarkts liegt bei 50.000 Euro pro Megawatt pro Jahr. Dann würden Gasmotoren mit einem angenommenen Deratingfaktor von 95 Prozent 47.500 Euro bekommen. Vier-Stunden-Speicher mit einem Deratingfaktor von 60 Prozent würden nur noch 30.000 Euro erhalten und Ein-Stunden-Speicher mit einem Deratingfaktor von 23 Prozent lediglich 11.500 Euro.
Das klingt sehr kompliziert.
Tatsächlich sind Kapazitätsmärkte wahnsinnig komplexe Gebilde und schwer zu designen. Man hat fast immer mit unvorhergesehenen Entwicklungen zu tun. Das gilt vor allem für die Anfangszeit.
Was heißt das für die deutschen Bemühungen?
Wir müssen uns von dem Gedanken verabschieden, dass wir 2028 einen Kapazitätsmarkt einführen werden, der dann viele Jahre unverändert bleibt. Zumal Marktakteure sehr gut darin sind, Designfehler zu entdecken und zu ihren Gunsten zu nutzen.
Apropos 2028: Die britische Regierung einigte sich 2013 auf Einführung eines Kapazitätsmarkts. Die erste Lieferperiode war 2018/19. Belgien erhielt 2021 die Genehmigung von der EU-Kommission. Die erste Lieferperiode wird 2025/26 sein. Die deutsche Bundesregierung hat eine politische Einigung bis zum Sommer dieses Jahres angekündigt. Das parlamentarische Verfahren dürfte frühestens im Herbst, eher später, abgeschlossen sein. Doch schon 2028 soll der Kapazitätsmechanismus operativ sein. Ist das überhaupt zu schaffen?
Bauen wir unseren Markt auf dem britischen Modell auf, dann ist das meines Erachtens durchaus machbar. Ein solches Vorgehen hätte zwei Vorteile: Erstens wurden der britische Kapazitätsmarkt und seine Derivate bereits mit der Europäischen Kommission ausgehandelt und von ihr beihilferechtlich genehmigt. Und zweitens gibt es bereits praktische Erfahrungen mit dem Modell. Wenn wir in Deutschland aber glauben, wir müssen das Rad neu erfinden und etwas komplett Neues entwickeln, dann könnte es knapp werden. Dann wird Deutschland vermutlich auch Fehler machen, die man eigentlich vermeiden kann.
Besonders wichtig scheint der Bundesregierung jedenfalls zu sein, systemdienliche Anreize zu setzen, ohne jedoch die bundeseinheitliche Strompreiszone teilen zu müssen. Das klingt eher nach dem Prinzip, wir wollen das Rad neu erfinden.
Es stimmt, dass die EU-Kommission der Bundesregierung bislang immer vorgeschlagen hat, sie solle doch die Strompreiszone trennen, wenn sie lokale Anreize setzen wolle. Allerdings würde eine Gebotszonenteilung in diesem Falle keinen großen Steuerungseffekt bringen. Denn in Zeiten der Dunkelflaute laufen ohnehin vorwiegend thermische Kraftwerke. Wenn kein Wind weht und die Sonne nicht scheint, würden wir auch keine große preisliche Entkoppelung der Gebotszonen sehen.
Trotzdem dürfte sich die EU beim Thema Systemdienlichkeit nur schwer bewegen. Oder kennen Sie einen Ausweg?
Ein interessantes Konzept hat der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW präsentiert. Er schlägt vor, einen Neubau-Vorschuss einzuführen, um Investitionen in neue Kraftwerke in West- und Süddeutschland attraktiver zu machen. Konkret soll der Umfang der Redispatch-Einsätze für die Netzstabilisierung je nach Netzregion prognostiziert werden. Ein Teil der Vergütung soll Betreibern neuer Kraftwerke vorab garantiert werden. Das würde Investoren ein gewisses Zusatzeinkommen sichern, was den Ausschlag für eine Standortentscheidung geben kann. Und: Laut einem Gutachten, das TransnetBW in Auftrag gegeben hat, wäre diese Maßnahme auch beihilferechtskonform.
Das Interview führte Andreas Baumer.
Wichtiger Hinweis: Im ersten Interviewteil, der vor wenigen Tagen erschien, erläutert Aurora-Experte Hanns Koenig, wie Kapazitätsauktionen aussehen könnten und wie sinnvoll es ist, auch fossile Kraftwerke einzubinden. Mehr zum Thema Kraftwerksstrategie erfahren Sie zudem in der neuen ZfK-Printausgabe, die am Montag, 11. März, erschien. Zum Abo geht's hier.
