Für welchen Kapazitätsmechanismus entscheidet sich Deutschland? Das hält sich das Bundeswirtschaftsministerium noch offen. Es will verschiedene Ansätze in der Fachöffentlichkeit konsultieren lassen, sobald es ein Optionenpapier veröffentlicht hat. Im Oktober sollen dann die Eckpunkte stehen. (Mehr dazu hier.)
Doch schon jetzt brodelt die Gerüchteküche. So soll das Modell "Strommarkt-plus" im Ministerium hoch im Kurs stehen, hieß es in den vergangenen Wochen. Dahinter verbirgt sich ein Konzept des Beratungsunternehmens Consentec, das im Kern eine Absicherungs- oder Hedgingpflicht für Stromanbieter vorsieht.
Sonderprodukte für Hochpreisphasen
Die Höhe der Verpflichtung könnte sich beispielsweise aus dem Stromabsatz eines Versorgers oder aus einer erwarteten und vorab festgelegten Spitzenlast ergeben. Versorger könnten sich über sogenannte Standard-Futures absichern, etwa über Jahresbänder, die auf dem Terminmarkt erhältlich sind.
Dazu kämen sogenannte Spike-Produkte zur Absicherung von Hochpreisphasen. Wer sich nachweislich zu wenig abgesichert hat, muss Strafe zahlen.
DIHK und EEX tun sich zusammen
Das Konzept einer Absicherungspflicht hat nun prominente Unterstützung bekommen. Namentlich sind es die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK), die Leipziger Energiebörse EEX und der Bundesverband neue Energiewirtschaft (BNE).
Zu ihnen gesellen sich der Direktvermarkter Baywa Re und der Speicherentwickler Kyon Energy. Auch der Stromanbieter Octopus, der große Wachstumspläne hat und zunehmend auf dynamische Tarife setzen will, sowie das Energie-Start-up Spot my Energy des Next-Kraftwerke-Gründers Jochen Schwill werden aufgeführt.
Studie: Absicherungspflicht im Vorteil
Um ihre Position zu untermauern, haben DIHK, EEX und BNE eine Studie in Auftrag gegeben, die nicht weniger als 226 Seiten umfasst.
Darin heißt es unter anderem: "Aus Sicht des Gesamtsystems schafft die Absicherungspflicht ein integriertes Anreizsystem, dass kostengünstig die Versorgungssicherheit gewährleistet und die Integration erneuerbarer Energien fördert. Somit sinken nachhaltig die [Erneuerbaren-]Förderkosten."
Warnung vor dauerhafter Fördernotwendigkeit
In Kapazitätsmärkten – gemeint sind etwa Modelle mit zentralen Kapazitätsausschreibungen und entsprechenden Verfügbarkeitsvergütungen – würden im Gegensatz dazu die Einnahmemöglichkeiten am Strommarkt durch steuerbare Kapazitäten und erneuerbare Energien langfristig geschwächt, argumentieren die Autoren.
Daraus erwachse eine "dauerhafte Fördernotwendigkeit für beide Segmente". In Summe würden die Gesamtsystemkosten durch die geschaffenen Pfadabhängigkeiten und den eingeschränkten Wettbewerb dauerhaft steigen.
Eierlegende Wollmilchsau
Wer sich zuletzt in Ampel-Kreisen umhörte, erhielt den Eindruck, dass der geplante Kapazitätsmechanismus nichts weniger als die eierlegende Wollmilchsau werden soll. Geht es nach dem Ministerium, sollen perspektivisch nicht nur mit Wasserstoff betriebene Spitzenlastkraftwerke angereizt werden, sondern auch Biogas- und andere Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.
Zudem soll das Ganze kostengünstig ausfallen – ein wichtiger Punkt. Denn das EU-Regelwerk gibt vor, dass Kosten des Kapazitätsmarkts an Stromverbraucher weitergereicht und nicht beispielsweise über den Bundeshaushalt oder gar ein Sondervermögen aufgefangen werden können. Dabei klagt die stromintensive Industrie in Deutschland schon jetzt über Strompreise, die im Vergleich zum Ausland nicht wettbewerbsfähig seien.
Zentrale Kapazitätsmärkte im Ausland
Fakt ist: Eine Reihe europäischer Länder hat sich in den vergangenen Jahren bereits auf den Weg zu einem Kapazitätsmechanismus gemacht – und sich dabei fast ausnahmslos für einen zentralen Ansatz mit Kapazitätsausschreibungen entschieden. Neben Großbritannien sind dies beispielsweise Irland, Italien, Polen und Belgien.
In Deutschland setzen sich vor allem die Übertragungsnetzbetreiber und die großen Kraftwerksbetreiber für ein zentrales Modell ein. Der größte deutsche Energieverband BDEW hat sich noch nicht eindeutig positioniert.
Auch dezentraler Markt mit "hoher Komplexität"
Als Beispiel für einen dezentralen Markt gilt Frankreich. Das Land führte zunächst einen Handel mit Versorgungssicherheitsnachweisen ein, ergänzte diesen aber später durch längerfristige Ausschreibungen, um den Bau neuer Kraftwerke anzureizen.
"Wir haben in Frankreich gesehen, dass ein dezentraler Markt mit hoher Komplexität und hohem Verwaltungsaufwand verbunden ist", erklärte Consentec-Experte Moritz Schillinger unlängst im ZfK-Interview.
"Großer Kostenblock an zentraler Stelle"
Das fange ganz unten bei kleinen Versorgern an und höre ganz oben beim Staat auf. Schließlich müsse eine vom Staat beauftragte Stelle für jeden Versorger im Nachgang genau prüfen, ob tatsächlicher Leistungsbedarf und Zertifikatsbestand übereingestimmt haben, sagte er.
"Das heißt: Obwohl der dezentrale Kapazitätsmarkt prinzipiell privatwirtschaftlich abläuft und sich die Kosten des Staates im Rahmen halten, fällt doch wieder ein großer Kostenblock an zentraler Stelle an."
"Hybridmodell sinnvoller"
Schillinger war übrigens ausdrücklich nicht der Auffassung, dass ein dezentraler Markt für Deutschland gar nicht geeignet sei. "Wir haben große Potenziale, wenn es um die Nutzung flexibler Lasten geht", sagte er.
"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." (aba)
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