Kapazitätsmechanismen
Auf reinen Energiemärkten zahlen die Erzeuger nur für die erzeugte Energie (und die Zusatzdienstleistungen). Aber das System braucht auch ausreichende Kapazität — Genügend Stromerzeugung zur Verfügung, um den Spitzenbedarf auch unter extremen Bedingungen zu decken. Die Debatte: Werden die Energiepreise allein ausreichende Investitionen anziehen, oder braucht der Markt einen separaten? Kapazitätszahlung um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten?
Das Problem des fehlenden Geldes
Das theoretische Argument für Kapazitätsmechanismen beruht auf zwei Marktversagen:
- Preisobergrenzen unterdrücken Knappheitsmieten: In einem ungedeckelten Energy-only-Markt würden die Preise während der Knappheitszeiten auf den Value of Lost Load (VoLL, geschätzt auf 10.000–20.000 €/MWh) steigen. Diese seltenen, extremen Preise würden ein Signal für neue Investitionen sein. Aber die Regulierungsbehörden begrenzen die Preise (derzeit 4.000 €/MWh in SDAC) – der Unterschied zwischen gedeckelten und ungedeckelten Einnahmen ist das „fehlende Geld“.
- Risikoaversion und Investitionsunsicherheit: Selbst ohne Obergrenzen können Anleger aufgrund der Erwartung extremer Preisspitzen möglicherweise keine Spitzenkraftwerke bauen, die nur 50 bis 200 Stunden pro Jahr laufen. Die Einnahmequellen sind für die Projektfinanzierung zu volatil und unvorhersehbar.
Das Paradoxon: Wenn Sie glauben, dass die Märkte effizient sind und die Preisobergrenzen unverbindlich sind, fehlt Ihnen kein Geld – der reine Energiemarkt mit Knappheitspreisen liefert die richtigen Investitionssignale. Wenn Sie glauben, dass reale Märkte Unvollkommenheiten aufweisen (Obergrenzen, Nachfrageunelastizität, politisches Interventionsrisiko), sind Kapazitätszahlungen eine Absicherung gegen Unterinvestitionen. Das ist Die zentrale politische Debatte im europäischen Strommarktdesign.
Das Designspektrum
Kapazitätsmechanismen reichen von minimalen Eingriffen bis hin zu vollständigen Parallelmärkten:
1. Strategische Reserve
Minimal – Kapazität der letzten Instanz, die außerhalb des Marktes gehalten wird
Der ÜNB beauftragt die Erzeugung (oder Nachfragesteuerung), als Reserve der letzten Instanz verfügbar zu bleiben. Diese Kapazität wird NICHT auf normalen Märkten angeboten – sie wird erst aktiviert, wenn der Markt alle Ressourcen erschöpft hat. Bewahrt die Preisbildung am Energiemarkt.
Beispiele: Schweden (seit 2003), Belgien (strategische Reserve vor CRM), Deutschland (Kapazitätsreserve, 2 GW)
Vorteile: Geringe Marktverzerrung; Die Kapazität ist nicht auf dem Markt. Nachteile: Sendet keine Investitionssignale an den breiteren Markt; kann alte ineffiziente Anlagen am Leben erhalten.
2. Gezielte Kapazitätszahlung
Administrativ – feste Zahlung pro MW an bestimmte Kraftwerke
Die Regulierungsbehörde bestimmt, wie viel Kapazität benötigt wird, und zahlt einen festen Betrag in Höhe von €/MW/Jahr für bestehende oder neue Kapazitäten. Die Auszahlungshöhe wird administrativ festgelegt (nicht marktbestimmt). Spanien und Italien (bis zur Reform) verwendeten Varianten.
Vorteile: Einfach umzusetzen. Nachteile: Keine wettbewerbsfähige Preisfindung; Risiko einer Über-/Unterzahlung; kann den grenzüberschreitenden Handel verzerren (Bedenken hinsichtlich staatlicher Beihilfen).
3. Kapazitätsverpflichtung (dezentral)
Marktbasiert – Lieferanten müssen über Kapazitätszertifikate verfügen, die ihre Spitzenlast abdecken
Jeder Stromlieferant/Einzelhändler muss nachweisen, dass er über ausreichende Kapazitäten (Zertifikate, Verträge) verfügt, um seinen Beitrag zu Netzspitzen abzudecken. Kapazitätsanbieter verkaufen Zertifikate an Lieferanten. Der Preis ergibt sich aus dem bilateralen Handel.
Beispiele: Frankreich (seit 2017 betrieben von RTE)
Vorteile: Dezentral; marktbestimmter Preis; Integriert die Reaktion auf die Nachfrage (Lieferanten können die Verpflichtung reduzieren, indem sie ihren Spitzenwert abflachen). Nachteile: Komplex; Der Zertifikatsmarkt kann illiquide sein; Definition des Referenzpeaks kritisch.
4. Zentralisierter Kapazitätsmarkt (Auktion)
Vollständiger Markt – zentrale Auktion bestimmt den Kapazitätspreis für Jahre im Voraus
Der ÜNB/die Behörde ermittelt die erforderliche Kapazität (herabgestuft aufgrund der Verfügbarkeit) und hält dann eine Wettbewerbsauktion 4 Jahre vor der Lieferung. Kapazitätsanbieter bieten ihre geforderte Vergütung (€/kW/Jahr); Die Auktion wird zu einem einheitlichen Preis abgeschlossen. Alle Clearing-Anbieter erhalten diesen Preis und müssen bei Stressereignissen verfügbar sein.
Beispiele: Großbritannien (T-4- und T-1-Auktionen), Irland (I-SEM CRM), Italien (reformiert 2022), Polen, Belgien (CRM ab 2025)
Vorteile: Wettbewerbsfähige Preisfindung; technologieneutral; Langfristiges Signal (4 Jahre Vorlaufzeit ermöglicht Neubau). Nachteile: Komplexität; Risiko einer Überbeschaffung; kann die Energiepreise drücken (kapazitätsbezahlte Kraftwerke können auf dem Energiemarkt niedrigere Gebote abgeben); Prüfung staatlicher Beihilfen.
5. Zuverlässigkeitsoptionen
Hybrid – Kapazitätsanbieter verkaufen Call-Optionen an den Systembetreiber
Anbieter erhalten eine Optionsprämie (Kapazitätszahlung) und verkaufen im Gegenzug eine Call-Option zu einem vorab festgelegten Ausübungspreis. Übersteigen die Spotpreise den Basispreis, zahlen die Anbieter die Differenz an den Netzbetreiber zurück (bzw. es wird davon ausgegangen, dass sie diese Differenz erwirtschaftet hat). Dies führt zu einer automatischen Rückforderung von Knappheitsmieten, wodurch der Kapazitätsanreiz mit dem Lieferanreiz in Einklang gebracht wird.
Beispiele: Irland (I-SEM nutzt Zuverlässigkeitsoptionen), Italien (neues Design), Kolumbien
Vorteile: Starker Lieferanreiz (Strafe bei Nichtverfügbarkeit bei Stress); Selbstfinanzierung bei hochpreisigen Veranstaltungen; reduziert die Volatilität der Spotpreise für Verbraucher. Nachteile: Gestaltung des Ausübungspreises entscheidend; kann das Bieterverhalten rund um den Streik verzerren.
Der britische Kapazitätsmarkt – detailliertes Beispiel
Im Vereinigten Königreich handelt es sich um die am weitesten entwickelte zentralisierte Kapazitätsauktion in Europa:
| Parameter | Design |
|---|
| Auktionator | EMR-Lieferstelle (National Grid ESO) |
| Nachfragekurve | Von DESNZ (Regierung) festgelegte Zielkapazität; abfallende Nachfragekurve um das Ziel herum |
| Vorlaufzeit | T-4 (Hauptauktion, 4 Jahre im Voraus) + T-1 (Aufstockung, 1 Jahr im Voraus) |
| Auktionsformat | Absteigende Uhr (der Preis beginnt hoch und sinkt in jeder Runde; Bieter steigen aus, wenn der Preis unter ihren Kosten liegt) |
| Herabstufung | Kapazitätsgutschrift basierend auf der Technologie (Wind ~8–10 %, Solar ~2–3 %, Gas ~95 %, Verbindungsleitungen ~variabel) |
| Vertragsdauer | Bestehend: 1 Jahr | Sanierung: 3 Jahre | Neubau: 15 Jahre (Bankfähigkeit) |
| Verpflichtung | Muss bei „Stressereignissen“ (von der ESO deklariert) verfügbar sein; Strafen bei Nichtlieferung |
| Ausverkaufspreis | Typischerweise 15–45 £/kW/Jahr (variiert je nach Auktion; 2024 T-4: 65 £/kW für neues Gas) |
De-Rating ist der entscheidende Design-Hebel: Ein 100-MW-Windpark mit 8 % Leistungsminderung trägt nur 8 MW zur „festen“ Kapazität bei. Es muss eine Verpflichtung von 8 MW vorhalten und wird nur dann bestraft, wenn bei Stressereignissen 8 MW nicht geliefert werden. Dies ermöglicht die Teilnahme aller Technologien, gewichtet sie jedoch nach ihrem Beitrag zur Versorgungssicherheit. Die Herabstufungsfaktoren sind umstritten – insbesondere für die Speicherung (welche Dauer zählt?) und die Verbindungsleitungen (werden Nachbarn während einer kontinentalen Kälteperiode exportieren?).
EU-Rechtsrahmen
Der Elektrizitätsverordnung (EU) 2019/943 legt strenge Bedingungen für Kapazitätsmechanismen fest:
- Angemessenheitsbeurteilung zuerst: Vor der Implementierung eines CRM muss ein echtes Angemessenheitsrisiko durch ERAA (European Resource Adequacy Assessment) nachgewiesen werden
- Energiemarktreformen zuerst: Bevor auf Kapazitätszahlungen zurückgegriffen wird, müssen Marktversagen (Preisobergrenzen, Marktdesign) behoben werden
- Technologieneutralität: Muss für alle Technologien offen sein, einschließlich Demand Response, Speicherung und grenzüberschreitende Beteiligung
- CO₂-Emissionsgrenzwert: Schwellenwert von 550 gCO₂/kWh – neue fossile Anlagen darüber können keine Kapazitätszahlungen erhalten (neue Kohle effektiv ausgeschlossen; Gas erlaubt)
- Vorübergehend: Die Mechanismen sollten auslaufen, sobald das zugrunde liegende Marktversagen behoben ist
- Grenzüberschreitende Beteiligung: Es muss die Teilnahme von Kapazitäten aus anderen Mitgliedsstaaten ermöglicht werden (auf einem herabgesetzten Niveau, das der Verfügbarkeit der Verbindungsleitungen Rechnung trägt).
Die Debatte zwischen Energy-Only- und Kapazitätsmarkt
Für Kapazitätsmechanismen
- Preisobergrenzen sind politisch unvermeidlich → fehlendes Geld real
- Versicherung gegen Angemessenheitsrisiken zu moderaten Kosten (~5 % der Großhandelsrechnung)
- Langfristige Umsatzsicherheit ermöglicht Neuinvestitionen zu niedrigeren WACC
- Demand Response erhält eine klare Einnahmequelle → die Beteiligung wächst
- Die meisten großen Märkte haben eine → offenbarte Präferenz übernommen
Für Energy-Only-Märkte
- Kapazitätszahlungen unterdrücken Knappheitspreise → schwächen das Investitionssignal, das sie ersetzen sollen
- Überbeschaffungsrisiko → Überkapazität → niedrigere Preise → mehr „Bedarf“ an CRM (selbsterfüllend)
- Fossil-Lock-in: bringt Einnahmen für etablierte Wärmekraftwerke, die aussteigen sollten
- Komplexität und regulatorische Spielmöglichkeiten
- Texas ERCOT kommt ausschließlich mit Energie aus (allerdings mit einer Obergrenze von 9.000 USD/MWh und VoLL-basiertem ORDC).
Auswirkungen auf die Optimierung
| Für… | Auswirkungen des Kapazitätsmechanismus |
|---|
| Neubauinvestor | Ein 15-Jahres-Kapazitätsvertrag verringert die Ertragsunsicherheit → geringere erforderliche Rendite → mehr realisierbare Projekte. Vermögensbewertung = Energiemarge + Kapazitätszahlungsstrom. |
| Vorhandener Generator | Die jährliche Kapazitätszahlung ergänzt die Energiemarge. Verfügbarkeitsverpflichtung schafft Strafrisiko → Anlagenzuverlässigkeit muss aufrechterhalten werden. Stilllegungsentscheidung: Kapazitätszahlung vs. feste Wartungskosten. |
| Batterie/Speicher | Die Herabstufung bestimmt den Kapazitätswert (1 Stunde BESS kann je nach Regeln eine Herabstufung um 50–100 % erfahren). Stapelung: Kapazitätszahlung + Energiearbitrage + Reserven. Es muss sichergestellt werden, dass die Verfügbarkeit bei Stressereignissen nicht im Widerspruch zu anderen Verpflichtungen steht. |
| Nachfrageantwort | Kapazitätsmechanismen stellen die erste zuverlässige Einnahmequelle für DR dar, die über die Ausgleichsmärkte hinausgeht. Aggregatoren können Industrielasten in Kapazitätsauktionen bieten. |
| Grenzüberschreitender Händler | Interconnector-Kapazität in CRMs schafft Standortwert. Ein Land mit einem CRM kann „Kapazität“ von Nachbarn importieren – diese herabgesetzte ausländische Kapazität hat einen bestimmten Wert = CRM-Clearingpreis × Herabstufungsfaktor. |
Ihr greifbarer Gewinn: Sie verstehen jetzt, warum es Kapazitätsmechanismen gibt (fehlendes Geld durch Preisobergrenzen + Investitionsrisikoaversion), das gesamte Spektrum an Designs (strategische Reserve → zentralisierte Auktion → Zuverlässigkeitsoptionen), die regulatorischen Einschränkungen der EU und wie Kapazitätszahlungen mit der Energiemarktoptimierung interagieren – wodurch eine zusätzliche Einnahmequelle entsteht, die gemeinsam mit Energie und Reserven optimiert werden muss.
Primärquelle
Zur theoretischen Begründung des Problems des fehlenden Geldes:
Joskow, P.L. (2008). „Kapazitätszahlungen in unvollkommenen Strommärkten: Bedarf und Design.“ Versorgungspolitik, 16(3), 159–170. – Das kanonische Papier, das die Debatte umrahmt.
Zum EU-Rechtsrahmen:
Verordnung (EU) 2019/943, Artikel 21-26 (Bestimmungen zur Angemessenheit der Erzeugung). Erhältlich unter: EUR-Lex
Zur vergleichenden Designanalyse:
ACER (2022), Methodik für das European Resource Adequacy Assessment (ERAA). Erhältlich unter: acer.europa.eu
Retrieval-Praxis
Was ist das Problem des „fehlenden Geldes“ auf reinen Energiemärkten?
- Generatoren können ihre Treibstoffkosten nicht decken, da die Großhandelspreise unter den Grenzkosten der Produktion liegen
- Preisobergrenzen verhindern, dass Stromerzeuger Knappheitsrenten erzielen, die Investitionen in Spitzenkapazitäten rechtfertigen würden
- Netzentgelte verschlingen Einnahmen, die eigentlich an die Generatoren fließen sollten, so dass kein ausreichender Gewinn für die Wartung übrig bleibt
- Subventionen für erneuerbare Energien drücken die Großhandelspreise unter das Niveau, das zur Deckung der thermischen Fixkosten erforderlich ist
Retrieval-Praxis
Wie unterscheidet sich eine Zuverlässigkeitsoption von einer einfachen Kapazitätszahlung?
- Zuverlässigkeitsoptionen stehen nur Erzeugern erneuerbarer Energien zur Verfügung, während Kapazitätszahlungen alle Technologien abdecken
- Der Anbieter muss während der Knappheit Einnahmen zurückzahlen, die einen Ausübungspreis übersteigen, wodurch ein Lieferanreiz entsteht
- Zuverlässigkeitsoptionen werden durch eine Abgabe auf den Großhandel von den Erzeugern und nicht von den Verbrauchern finanziert
- Für Zuverlässigkeitsoptionen gibt es keine Auktion und sie werden administrativ auf der Grundlage historischer Ausgabedaten zugeteilt
Retrieval-Praxis
Warum sieht die EU-Stromverordnung einen Schwellenwert von 550 gCO₂/kWh für die Teilnahme am Kapazitätsmechanismus vor?
- Um sicherzustellen, dass nur die thermisch effizientesten Gasanlagen Zahlungen erhalten können, wird die Gesamtsystemeffizienz verbessert
- Passend zum Emissionsintensitätsschwellenwert, der von der EU-Taxonomie für die Klassifizierung nachhaltiger Finanzen verwendet wird
- Um zu verhindern, dass Kapazitätszahlungen neue emissionsintensive Anlagen (Kohle) subventionieren, die im Widerspruch zur Dekarbonisierung stehen
- Schaffung eines technologieneutralen Standards, der erneuerbare Energien und Speicherung natürlich gegenüber allen fossilen Brennstoffen bevorzugt
Retrieval-Praxis
Warum findet auf dem britischen Kapazitätsmarkt die T-4-Auktion vier Jahre vor der Lieferung statt?
- Die EU-Verordnung schreibt eine Vorlaufzeit von mindestens vier Jahren für alle zentralisierten Kapazitätsmechanismen in Europa vor
- Neubauprojekte benötigen eine Bauzeit von 3–4 Jahren – die Vorlaufzeit ermöglicht es ihnen, mit bestehenden Anlagen zu konkurrieren
- Vier Jahre entsprechen dem Planungshorizont der Strombedarfsprognosen, die zur Festlegung des Kapazitätsziels verwendet werden
- Das absteigende Auktionsformat erfordert mehrere über Jahre verteilte Runden, um den Schlusspreis zu erreichen
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