Zentraler oder dezentraler Kapazitätsmarkt ‒ darüber streitet die Energiebranche. Doch was ist besser? Forscher des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung haben beide Möglichkeiten untersucht und kommen zu dem Ergebnis: keine der beiden. Zentrale Kapazitätsmärkte könnten zwar Investitionssicherheit für Kraftwerksleistung schaffen, bergen aber das "Risiko von längerfristigen Marktverzerrungen und Kostensteigerungen durch einen überdimensionierten Kraftwerkspark", heißt es in dem Bericht.
Bei den dezentralen Mechanismen sei demgegenüber fraglich, wie eine längerfristige Absicherung effektiv kontrolliert werden könne und ob sie somit tatsächlich längerfristige Investitionssicherheit schafften. Die wichtigere Frage sei: Setzt ein neuer Kapazitätsmechanismus genügend Anreize für dezentrale Nachfrageflexibilität? Das Risiko ist laut Forschern groß, dass im Kapazitätsmarkt keine ausreichenden Erlöse für flexible Nachfrage im Strommarkt erzielt werden können.
Gleichberechtigte Flexibilitäten
Die Bundesregierung müsse sicherstellen, dass ein künftiger Kapazitätsmechanismus unterschiedliche Flexibilitäten gleichberechtigt berücksichtigt. Investitionshemmnisse für Flexibilität müssten vermieden werden.
Durch die volatile Erzeugung von Wind- und PV-Anlagen gewinne Flexibilität auf der Angebots- und Nachfrageseite im Strommarkt an Bedeutung. "Sie lässt sich insbesondere über verschiedene Arten von Speichern sowie durch neue, flexible Verbraucher im Rahmen der Sektorenkopplung realisieren", heißt es weiter.
Weiterentwicklung der Kapazitätsreserve
Die Forscher stellen dazu auch eine Alternative zu einem Kapazitätsmarkt vor. Und zwar: Eine Weiterentwicklung der bereits bestehenden Kapazitätsreserve. Darin befinden sich derzeit bereits Erzeugungsanlagen, Speicher und Lasten, die von den Übertragungsnetzebtreibern bei Bedarf eingeschaltet werden.
"Eine qualitative Analyse zeigt, dass eine Weiterentwicklung der Kapazitätsreserve zu einer Versorgungssicherheitsreserve mit moderat hohem Auslösepreis in vielerlei Hinsicht vorteilhaft gegenüber den anderen diskutierten Mechanismen sein kann", heißt es dazu im dem Bericht. Insbesondere schaffe sie bessere Anreize zur Ausschöpfung von Flexibilitätspotenzialen.
Auf Abruf durch Netzbetreiber
Demnach würde ein zentraler Kapazitätsmarkt im Jahr 2030 weniger als halb so viel nachfrageseitige Flexibilität erschließen wie eine Versorgungssicherheitsreserve. "Es spricht vieles dafür, dass eine Weiterentwicklung der existierenden Kapazitätsreserve zu einer Versorgungssicherheitsreserve besser zum Erreichen der energiepolitischen Ziele geeignet ist als die bisher hauptsächlich diskutierten Kapazitätsmechanismen", resümieren die Forscher.
Kraftwerke in der Kapazitätsreserve dürfen nicht mehr aktiv auf den Strommärkten agieren und nur auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber ihre Leistung erhöhen. Anfordern dürfen die Übertragungsnetzbetreiber sie nur, wenn sonst keine Alternativen zur Verfügung stehen, um Ungleichgewichte zwischen Stromentnahme und Stromeinspeisung zu beheben.
Rund 1,2 Gigawatt
Derzeit befinden sich rund 1,2 Gigawatt in der Kapazitätsreserve. Hauptsächlich Gaskraftwerke der Leag, von Statkraft und RWE. Die Kraftwerksbetreiber erhalten laut den Übertragungsnetzbetreibern dafür bis 2026 noch 99.990 Euro pro Megawatt und Jahr.
Neben der Kapazitätsreserve gibt es noch die sogenannte Netzreserve. Die Kraftwerke der Netzreserve dürfen ausschließlich für Redispatch-Maßnahmen eingesetzt werden. Für den derzeitigen Winter sind hier Anlagen mit knapp 7 Gigawatt verzeichnet. Auch hier besteht mit 2,7 Gigwatt der Großteil aus Erdgasanlagen. Hinzu kommenen Steinkohle (rund 1 GW) und Braunkohle (rund 1,5 GW) sowie (rund 1,1 GW) sowie zahlreiche kleinere Anlagen. (jk)
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