Die Bundesregierung plant neben der Kraftwerksstrategie auch einen Kapazitätsmechanismus, um die Stromlücke durch den Ausstieg aus Atom- und Kohlekraftwerken zu decken. Bislang ist allerdings noch offen, wie dieser ausgestaltet sein wird. Etwa, ob dieser zentral oder dezentral ausgestaltet ist und in welchem Maße neben neuen Kraftwerken auch Speicher sowie Flexibilitäten angereizt werden.
Die Energiemarktanalysten von Aurora Energy Research haben dazu nun Modellrechnungen angestellt. Das Ergebnis: Ein marktbasierter, technologieoffener Kapazitätsmechanismus würde einen ausreichenden Ausbau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken in Deutschland anstoßen. Auch andere Technologien wie Batterien oder flexible Lasten könnten profitieren. Die jährlichen Kosten lägen bei weniger als einem Cent pro Kilowattstunde (kWh). Das wäre deutlich unter dem Niveau der früheren EEG-Umlage.
Zentrales Modell
Die Forscher sprechen sich dabei für ein zentrales Modell aus. "Gerade ein Kapazitätsmechanismus mit zentral durchgeführten Auktionen kann für Deutschland gut funktionieren", sagt Lars Jerrentrup, Energiemarktexperte bei Aurora Energy Research. "Das zeigen sowohl die Erfahrungen anderer Länder als auch unsere aktuelle Studie."
In den Modellen zeigte sich, dass ein zentral geführter Kapazitätsmechanismus in Deutschland bis 2035 einen Zubau von mindestens 12 GW an wasserstofffähigen Gaskraftwerken ermöglichen würde, die schrittweise auf Wasserstoff umrüsten. Zusammen mit den 10,5 GW an neuen Gas- und Wasserstoff-Kraftwerken, die durch die Kraftwerksstrategie geschaffen werden sollen, würde so die durch den Kohleausstieg verursachte Kapazitätslücke bis 2035 geschlossen.
"Auch der Zubau anderer Technologien, wie beispielsweise Batterien, wird durch einen Kapazitätsmechanismus angereizt, wie wir auch bei Auktionen in anderen Ländern sehen", sagt Sarah Schoch, Autorin der Studie.
Unter einem Cent pro kWh
Auch die Kosten des Kapazitätsmechanismus haben die Analysten abgeschätzt: Würden sie durch eine gleichmäßig verteilte Umlage auf alle Stromverbraucher finanziert, ergäbe sich pro kWh ein Mehrpreis von durchschnittlich 0,4 Cent im Jahr. Das liegt deutlich unter der inzwischen abgeschafften EEG-Umlage, die zuletzt 3,72 Cent pro kWh betrug.
Allerdings halten die Studienautoren die konkrete Ausgestaltung des Mechanismus für entscheidend. "Die meisten Märkte haben ein bis vier Jahre Vorlaufzeit bei den Auktionen und Verträge für Neubauten haben größtenteils eine Laufzeit von 15 Jahren", so Jerrentrup. Aber es gibt auch wichtige Unterschiede: So werde die Bewertung von Speichertechnologien und die Einbindung von Nachfrageflexibilität unterschiedlich gehandhabt, was entscheidenden Einfluss darauf habe, wie technologieoffen der Kapazitätsmechanismus tatsächlich wirke.
Höhe des Maximalpreises
Auch die Höhe eines möglichen Maximalpreises in den Auktionen variiert in bestehenden europäischen Systemen erheblich, von 77.000 bis 164.000 Euro pro MW. "Dieser Preis müsste den deutschen Anforderungen angepasst werden, unter Berücksichtigung der geplanten Dekarbonisierungsvorgaben für neue Gaskraftwerke", sagt Jerrentrup. "Um das Ziel maximaler Versorgungssicherheit bei möglichst niedrigen volkswirtschaftlichen Kosten zu erreichen, ist es zudem wichtig, dass sich die Bundesregierung eng mit Deutschlands Nachbarländern abstimmt und den Kapazitätsmechanismus kontinuierlich an veränderte Rahmenbedingungen anpasst." (jk)
