Das grün geführte Bundeswirtschaftsministerium hat ein neues Papier veröffentlicht, das das Konzept des kombinierten Kapazitätsmarkts näher erläutert. Auf 19 Seiten skizzieren die Analysehäuser Consentec, Energy Consulting und Öko-Institut beispielsweise, in welcher Reihenfolge zentrale und dezentrale Elemente eingesetzt werden könnten.
Aus Sicht der Autoren müssen beide Segmente "nicht notwendigerweise gleichzeitig" erfolgen. Es sei durchaus möglich, dass im zentralen Kapazitätsmarkt bereits Ausschreibungen stattfinden würden, während der Aufbau des dezentralen Kapazitätsmarkts noch im Gange sei.
Zentraler versus dezentraler Markt
Zum Hintergrund: Im Kern finden bei zentralen Kapazitätsmärkten regelmäßig zentrale Kapazitätsausschreibungen statt. Dabei werden in der Regel auch mehrjährige Vergütungszeiträume auktioniert, um den Bau neuer Kraftwerke anzureizen.
Im dezentralen Kapazitätsmarkt hingegen sind beispielsweise Stromversorger oder Bilanzkreisverantwortliche dafür zuständig, sich auch für mögliche Spitzenlastzeiten abzusichern. Dies müssen sie über sogenannte Kapazitätsnachweise oder Versorgungssicherheitsnachweise tun, die sie von Kapazitätsanbietern erhalten. Decken sie sich nicht genügend ab, müssen sie eine Strafe zahlen.
Zentrale Ausschreibung
Die Studienautoren schlagen ein Modell vor, in dem zunächst eine zentrale Ausschreibung stattfindet. In der Praxis heißt dies: Ein staatlich beauftragter Schiedsrichter – infrage kämen die Bundesnetzagentur oder die Übertragungsnetzbetreiber – würden vorab einen Kapazitätsbedarf ermitteln.
Dieser Bedarf würde fünf Jahre im Voraus ausgeschrieben werden. Gesucht würden in diesem Fall vor allem Neuanlagen, die entsprechend langfristige Vergütungsverträge erhalten.
Zertifikatsauktion und Handel
Bestandsanlagen könnten im dezentralen Kapazitätsmarkt mitbieten. Hierfür würde eine separate Zertifikatsauktion stattfinden. Im Anschluss an diese Auktion würden die Zertifikate börslich oder außerbörslich kontinuierlich gehandelt werden. Grundsätzlich würde ein Handel von Kapazitäten bis zum Beginn der Lieferperiode möglich sein. Auch während der Lieferperiode soll noch ein Handel von Zertifikaten zulässig sein, um Risiken, die etwa durch Stromkundenwechsel entstehen, zu reduzieren.
Damit könnten Stromversorger überschüssige Zertifikate an Mitbewerber weitergeben, die noch Zertifikate benötigen. Gänzlich neue Zertifikate sollen nach Beginn der Lieferperiode aber nicht mehr eingeführt werden können.
Vorgezogene Ausschreibungen
Schon jetzt sieht die Ampel-Kraftwerksstrategie in gewisser Weise zuerst zentrale Kraftwerksausschreibungen vor. Insgesamt 12,5 Gigawatt (GW) sollen so in den nächsten Monaten ausgeschrieben werden.
Allerdings sind die Ausschreibungen auf Erdgas- und Wasserstoffkraftwerke beschränkt. Der künftige Kapazitätsmarkt soll technologieoffen ausgestaltet sein. Dann können auch beispielsweise Bioenergieanlagen und Speicher mitbieten.
Debatte um Kapazitätsmärkte
Anfang August hatte das Bundeswirtschaftsministerium das mit Spannung erwartete Optionenpapier veröffentlicht, das vier Kapazitätsmechanismus-Möglichkeiten skizziert. Das von Robert Habeck geführte Haus bevorzugt dabei genauso wie der Stadtwerkeverband VKU einen kombinierten Kapazitätsmarkt.
Zuvor hatten sich die Übertragungsnetzbetreiber für ein zentralen Kapazitätsmarkt ausgesprochen. Auch Deutschlands größter Stromerzeuger RWE wünscht sich dieses Modell. Damit ließe sich der erforderliche Neubau an Back-up-Kapazität am besten anreizen, sagte Konzernchef Markus Krebber.
BDEW-Positionierung steht noch aus
Unter anderem die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) macht sich dagegen für eine stark dezentrale Absicherungspflicht stark. Der BDEW hat sich bislang noch nicht eindeutig positioniert. Die Verbändeanhörung endet am 6. September. (aba)
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