Donnerstag, 17. Januar 2019
-   Topthema

Strommarkt in Deutschland – Gewährleistet das derzeitige Marktdesign Versorgungssicherheit?

Matthias Janssen, Thomas Niedrig, Patrick Peichert, Jens Perner und Christoph Riechmann

In Deutschland wie in weiten Teilen Europas wird derzeit eine intensive Diskussion um die Einführung sog. Kapazitätsmechanismen zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit im Stromsektor geführt. Vor diesem Hintergrund haben zwei Beratungsunternehmen die Leistungsfähigkeit des heutigen Marktdesigns, basierend auf dem sog. „Energy-Only-Markt“ (EOM), im Hinblick auf die zukünftige Sicherstellung der Versorgungssicherheit im deutschen Strommarkt qualitativ und quantitativ untersucht. Die Autoren kommen zu dem Ergebnis, dass der EOM bei geeigneter Ausgestaltung auch in Zukunft eine den Verbraucherpräferenzen entsprechende, sichere Stromversorgung zu geringstmöglichen Kosten gewährleisten kann.

Das Strommarktdesign in Deutschland und den meisten seiner Nachbarländer basiert bisher überwiegend auf dem Prinzip des EOM. Dabei finanzieren sich Stromerzeugungsinvestitionen primär durch energieabhängige Entgelte (in €/MWh), die eine implizite Vergütung von Leistungsbereitstellung enthalten. Im Gegensatz dazu werden im Rahmen von Kapazitätsmechanismen, welche derzeit in einigen Ländern Europas implementiert werden, durch politische Intervention ergänzende Leistungszahlungen induziert (z. B. in €/MW pro Jahr). Dadurch soll die Vor- und Bereithaltung von Kapazität beanreizt und somit Versorgungssicherheit gewährleistet werden.

Entsprechend stellt sich auch in Deutschland die Frage, ob das heutige, auf dem EOM-Prinzip basierende Strommarktdesign als ausreichend verlässlich eingeschätzt werden kann, um mittel- und langfristig – d. h. auch in einem zunehmend von dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien geprägten Marktumfeld – Versorgungssicherheit im Strommarkt sicherzustellen.

Zur Beantwortung dieser Frage haben Frontier Economics und Formaet Services im Rahmen einer Studie für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) umfangreiche qualitative und quantitative Analysen (Marktsimulationen) vorgenommen [1]. Dabei wird auf die Frage fokussiert, inwieweit bzw. unter welchen Voraussetzungen das Marktdesign in der Lage ist, in ausreichendem Maße Kapazitäten von Stromerzeugungsanlagen, Speichern oder Nachfrageflexibilität bereitzustellen, die eine weitgehend einschränkungsfreie Stromversorgung gewährleisten. Mögliche Versorgungseinschränkungen durch Störungen oder Engpässe auf der Transport- oder Verteilnetzebene werden hierbei nicht betrachtet.

Aktuell mangelnde Kraftwerksrentabilität – Ausdruck von Überkapazitäten, nicht EOM-Versagen

Die Diskussion um die Funktionsfähigkeit des EOM und mögliche Kapazitätsmechanismen hat in den vergangenen Jahren vor allem deshalb Dynamik entfaltet, weil viele konventionelle Kraftwerke ihre Vollkosten derzeit im Markt nicht oder kaum decken können, und sich Neuinvestitionen kaum rentieren. Folge der unbestrittenen wirtschaftlichen Schwierigkeiten für eine Vielzahl von Kraftwerksbetreibern sind signifikante Anmeldungen für Kraftwerkstilllegungen.

Aus der mangelnden Kraftwerksrentabilität kann allerdings nicht geschlossen werden, dass der heutige Strommarkt nicht funktionieren würde. Vielmehr ist die gegenwärtige Situation in Deutschland auf derzeitige Überkapazitäten im deutschen Strommarkt, v. a. bedingt durch die Wirtschaftskrise in Europa und einen erheblichen, in diesem Maße von vielen Akteuren nicht vorhergesehenen Ausbau der erneuerbaren Energien, zurückzuführen. Eine Phase der Marktkonsolidierung mit (vorübergehenden und endgültigen) Kraftwerksstilllegungen sowie Investitionszurückhaltung sind deshalb zu erwarten und ökonomisch sinnvoll. Dies wird auch durch die Ergebnisse der im Rahmen der Untersuchung durchgeführten Marktsimulationen unterstützt: Wir beobachten kurzfristig (Modellperiode 2015–2019) weitere vorübergehende und endgültige Stilllegungen von Erzeugungskapazitäten in Deutschland. Mittel- und langfristig (ab 2020) werden jedoch modellendogen neue Investitionen in Kraftwerkskapazitäten getätigt und vorübergehend stillgelegte Kraftwerke wieder in Betrieb genommen.

Bereits der heutige EOM enthält Leistungspreiselemente

Weiterhin kann die heutige Marktsituation nicht als Indiz dafür herangezogen werden, dass die Bereitstellung von Kraftwerksleistung und sonstigen Kapazitäten (wie Nachfrageflexibilität) im EOM grundsätzlich nicht entgolten würde. Vielmehr hat die Vorhaltung von Leistung auch in einem EOM aus folgenden Gründen einen essenziellen Wert:

  • Unbedingte Lieferverpflichtung – Strombezugsverträge beinhalten die sog. „unbedingte Lieferverpflichtung“. Dies bedeutet, dass der Stromproduzent bzw. -anbieter zum kontrahierten Zeitpunkt die zur Produktion der kontrahierten Energiemenge erforderliche Leistung bereithalten muss. Somit ergeben sich für den Anbieter Anreize zur Leistungssicherung.
  • Sanktionsmechanismus Ausgleichsenergie – In der derzeitigen Ausgestaltung des EOM geht von dem Ausgleichenergie-Preissystem eine sanktionierende Wirkung aus: Wer trotz Lieferverpflichtung nicht liefert oder wer mehr Strom bezieht, als er gekauft hat, muss Ausgleichsenergie bezahlen. Daher ist das Ausgleichsenergiesystem ein wesentlicher Eckpfeiler für die Gewährleistung von Versorgungssicherheit im EOM.

Durch diese Mechanismen ergibt sich eine Zahlungsbereitschaft für Leistung im EOM. Diese artikuliert sich u. a. durch hohe Spotmarktpreise in Zeiten von Knappheit. So können Erzeuger neben ihren variablen Kosten zusätzlich sog. Knappheitsrenten erzielen, die der Refinanzierung der Investitionen dienen. Zudem handeln die Marktakteure untereinander bereits heute Reserveleistung zur Absicherung z. B. eigener Stromerzeugung, bei denen ein Leistungspreis gezahlt wird. Bei zunehmend volatileren Strompreisen ist damit zu rechnen, dass weitere, bereits heute gängige Produkte wie z. B. Liefer- und Bezugsoptionen, bei denen das Leistungspreiselement in der Optionsprämie vernehmlich zum Ausdruck kommt, in deutlich größerem Umfang gehandelt werden. Schließlich zahlen die Netzbetreiber Leistungspreise im Rahmen der Beschaffung von Regelleistung. Insofern ist der EOM bereits heute kein Markt mit ausschließlich energiebasierten Produkten und Preisen.

Auch reale EOM können bei entsprechendem Design Versorgungssicherheit sicherstellen

Demnach kann ein wettbewerblicher EOM grundsätzlich die Deckung von Vollkosten (d. h. inklusive Investitionskosten und fixen Betriebskosten) aller benötigten Anlagen ermöglichen. Damit werden im EOM-Rahmen die Anreize zur Errichtung und Vorhaltung der volkswirtschaftlich optimalen Gesamtleistung und dem kostengünstigsten Erzeugungsmix generiert.

In realen Energy-Only-Strommärkten könnten Konstellationen auftreten, in denen die vorangehend skizzierten Mechanismen eines EOM nicht vollständig wirken können. Wir kommen allerdings zu dem Ergebnis, dass diese Herausforderungen, wie im Folgenden erläutert, durch Maßnahmen innerhalb des EOM handhabbar oder im deutschen Kontext in der Praxis von geringerer Relevanz sind (siehe Abb. 1).

In der fachlichen Debatte werden verschiedene mögliche Gründe für Marktunvollkommenheiten oder auch regulatorische Eingriffe in den Strommarkt als Herausforderungen genannt:

  • Externe Effekte bei der Bereitstellung des Gutes „Versorgungssicherheit“, insb. wegen des „öffentlichen Gut“-Charakters;
  • Ineffiziente Allokation von Marktrisiken bzw. prohibitive Risiken bei kapitalintensiven Investitionen;
  • Herausforderung von Marktmachtpotenzial insbesondere in Knappheitssituationen;
  • Mangelnde Vollkostendeckung durch regulatorische Eingriffe in den Preisbildungsmechanismus („Missing Money“);
  • Internationale „Spill-over“-Effekte bei Einführung von Kapazitätsmechanismen im angrenzenden europäischen Ausland.

Im Folgenden erläutern wir unsere Einschätzung zur Relevanz dieser Punkte vor dem Hintergrund des Marktrahmens in Deutschland bzw. Europa.

Mögliche externe Effekte praktisch wenig relevant und minimierbar

Versorgungssicherheit setzt voraus, dass die Nachfrage im Strommarkt zu (nahezu) jeder Zeit physisch auf ein ausreichendes Angebot trifft, d. h. dass die Angebots- und Nachfragefunktionen (nahezu) zu jedem Zeitpunkt einen Schnittpunkt aufweisen. Die Stromwirtschaft ist allerdings derzeit durch folgende Besonderheiten gekennzeichnet:

  • (Kurzfristig) relativ geringe Preiselastizität der Nachfrage: Viele Stromverbraucher (v. a. Haushaltskunden) verfügen bisher nicht über die notwendige technische Ausstattung, um im Fall von hohen Preisen ihren Verbrauch (manuell oder automatisiert) und damit zugleich ihre Strombezugskosten zu reduzieren.
  • Externe Effekte durch Nicht-Ausschließbarkeit und Leitungsgebundenheit: Eine Reihe von Verbrauchern (v. a. Haushalte, Gewerbe, kleine Industriekunden), verfügen über keine Möglichkeit zur Leistungsbegrenzung, um zu verhindern, dass sie mehr Strom beziehen als vertraglich vereinbart (keine individuelle Abschaltbarkeit). Wird Versorgungssicherheit durch einzelne Marktakteure zur Verfügung gestellt, können andere Marktakteure deshalb hiervon nicht oder nur eingeschränkt ausgeschlossen werden. Die Marktakteure sind zudem über das Stromnetz verbunden: Für den Fall, dass es in Knappheitssituationen aufgrund unzureichender Preiselastizität der Nachfrage und unzureichender Ausschließbarkeit zu einer unfreiwilligen Abschaltung einzelner Verbraucher oder einzelner Verteilnetze kommen würde, kann sich ein einzelner Verbraucher nicht durch die Zahlung eines hohen Preises (ex ante) absichern [2]. Im Fall einer unfreiwilligen Abschaltung einzelner Verteilnetze können zudem Erzeuger, die davon betroffen sind, nicht von dem eigentlich hohen Wert des Stroms profitieren, da dann eine Lieferung nicht möglich ist.

Externe Effekte sind somit im Strommarkt theoretisch nicht auszuschließen. Allerdings ist davon auszugehen, dass die Marktakteure in der stromwirtschaftlichen Praxis bei ihren Absicherungs- und Investitionsentscheidungen von möglichen externen Effekten im Falle von Versorgungsunterbrechungen weitgehend abstrahieren. So würden mögliche Defizite am Strommarkt grundsätzlich (nur) zu Teillastabschaltungen einzelner Verbraucher bei Aufrechterhalten eines sicheren Betriebs des europäischen Verbundnetzes führen. Alle anderen Marktakteure sind von externen Effekten nicht betroffen. Gleichzeitig ist den Marktakteuren vorab unbekannt, welche Kunden bzw. Netzgebiete abgeschaltet würden. Dies mindert die Berechenbarkeit externer Effekte weiter. Die Marktakteure müssen also für den Regelfall damit rechnen, bei Bilanzungleichgewichten in ihrem Bilanzkreis erhebliche Ausgleichsenergiezahlungen leisten zu müssen, Erzeuger können für den Regelfall damit rechnen, dass für die Erzeugungsanlagen Knappheitspreise realisierbar sind, zumal Netzbereiche mit signifikanter Erzeugung von den Netzbetreibern mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht abgeschaltet würden.

Weiterhin lassen sich die Wirkungen externer Effekte bzw. das Risiko des Auftretens von externen Effekten durch Anpassungen im Marktrahmen weiter reduzieren oder ganz vermeiden, wie z. B. durch:

  • Aktivierung von Nachfrageflexibilität und heute noch marktfernen Flexibilitäten wie Netzersatzanlagen: Externe Effekte treten bei ausreichender Nachfrageflexibilität nicht auf. Die (wirtschaftlich) erschließbaren Potenziale an Nachfrageflexibilität, insbesondere im Bereich der Lastabschaltungen im Industriesektor, und bisher nicht im Markt integrierter Erzeugung (z. B. in Form von Netzersatzanlagen) halten wir für erheblich. Etwaige Hemmnisse und Barrieren für den Markteintritt solcher Flexibilitäten, z. B. bei den Netzentgelten, sollten abgebaut werden.
  • Definition von Regeln für den Fall eines (partiellen) Lastabwurfs, damit auch bei einer Versorgungsunterbrechung eine Abrechnung von Erzeugung und Verbrauch vorgenommen werden kann. So könnten für den (hypothetischen Fall) des partiellen Lastabwurfs fiktive Abrechnungspreise definiert werden, um betroffene Marktakteure für externe Effekte zu kompensieren bzw. Bilanzungleichgewichte abzurechnen.
  • Reform des Ausgleichsenergieregimes: Das Ausgleichsenergiesystem wirkt als Sanktionsmechanismus im EOM und kann gestärkt werden, z. B. indem Ausgleichenergiepreise auf Basis von Grenzkosten des Reserveabrufs kalkuliert werden und im Knappheitsfall (d. h. nahe am drohenden Ausfall) die Kosten von Versorgungsunterbrechungen („Value-of-lost-load“) reflektieren. Auch eine Verbesserung der Anreize für die Bewirtschaftung von Bilanzkreisen, die von regulierten Marktakteuren geführt werden, ist zu prüfen.

Risiken durch (politische) Unsicherheiten grundsätzlich im EOM zu managen

Risiken aus Unsicherheit über zukünftige marktliche und vor allem politische Entwicklungen spielen im Strommarkt, der auf langlebigen und kapitalintensiven Investitionen basiert, eine wichtige Rolle. Der Strommarkt ist jedoch grundsätzlich in der Lage, diese Risiken effektiv und effizient zu managen. So bestehen zahlreiche Instrumente und Produkte zur Absicherung von unsicheren zukünftigen Kosten und Erlösen. Bspw. lassen sich volatile Kurzfrist-Strompreise für Zeiträume von wenigen Jahren grundsätzlich durch entsprechende (z. B. Options-) Produkte in sichere Strompreise überführen.

Um negative Folgen politischer Unsicherheiten so weit wie möglich zu minimieren, sollte das langfristige Investitionsumfeld allerdings durch klare und stabile – möglichst im gesellschaftlichen Konsens formulierte – politische Leitlinien bestimmt sein. So sind z. B. verlässliche langfristige Ziele für den weiteren Zubau erneuerbarer Energien oder auch klare langfristige Ziele und Regeln für das europäische CO2-Zertifikatehandelssystem für ein planbares Marktumfeld bedeutsam.

Marktmachtmissbrauch kein inhärentes EOM-Problem, da Markt bestreitbar

Der Markt für Stromerstabsatz in Deutschland war bzw. ist von einer gewissen Marktkonzentration gekennzeichnet. Die Marktkonzentration in der Stromerzeugung ist in den letzten Jahren allerdings aufgrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien, Desinvestitionsprogrammen der großen Erzeuger und neuen konventionellen Kraftwerken von Drittanbietern zurückgegangen.

Die Möglichkeit, Knappheitspreise in Spitzenlastzeiten z. B. in Höhe der Kosten von freiwilliger Nachfragereduktion am Markt realisieren zu können, ist zur Refinanzierung von Kapitalkosten und fixen Betriebskosten für „Grenzanlagen“ erforderlich und keine missbräuchliche Ausnutzung von Marktmacht. Dieser Prozess entspricht dem in der Literatur bekannten „Peak Load Pricing“. Dementsprechend zeigen auch die Modellsimulationen des EOM, dass die Strompreisspitzen auf dem Großhandelsmarkt in Jahren mit knapperen Erzeugungskapazitäten (im Modell v. a. die Perioden um das Jahr 2023) signifikant ansteigen (Abb. 2). Solange dies zugelassen wird und die Marktakteure die Preisspitzen antizipieren und realisieren bzw. spüren, kommt es zu keiner Einschränkung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit.

Weiterhin besteht in mittlerer und längerer Frist (dynamischer Perspektive) ein disziplinierender Wettbewerbsdruck, da (tatsächliche oder für die Zukunft erwartete) überhöhte Preise zum Markteintritt von Erzeugungsanlagen oder der Aktivierung von Nachfrageflexibilität führen („Bestreitbarkeit des Marktes“).

„Missing Money“ durch Preisregulierung kann unterbunden werden

Sollten Spitzenlastpreise politisch nicht auf Akzeptanz stoßen und z. B. preisregulatorische Eingriffe in den Markt erfolgen, könnten diese die Funktionsweise des EOM erheblich stören, da der Strompreis hierdurch nicht die zur Vollkostendeckung notwendigen Höhen erreichen kann („Missing Money“). Während derartige Eingriffe in einigen Ländern die Motivation zur Einführung von Kapazitätsmechanismen sind (z. B. Preisobergrenzen in einigen US-Märkten), liegen diese Bedingungen im deutschen Strommarkt in dieser Form allerdings gegenwärtig nicht vor, d. h. es bestehen heute keine regulatorischen Preisobergrenzen.

Allerdings könnte schon das Risiko solcher zukünftiger staatlicher Eingriffe in die Preisbildung das Investitionskalkül von Investoren beeinträchtigen und dadurch die Versorgungssicherheit unterminieren. Von Vorteil wäre deshalb ein explizites politisches bzw. administratives Bekenntnis zur Akzeptanz von erforderlichen Preisspitzen auf dem Strommarkt, z. B. gestützt durch die Anhebung der technischen Preisobergrenzen an den Strombörsen, idealtypisch bis zum geschätzten „Value-of-lost load“. Zudem könnte die Kartellamtspraxis bezüglich des „Mark-Up-Verbot“ für marktbeherrschende Unternehmen durch eine „Umkehr der Beweislast“ angepasst werden. Demnach könnten auch bisher als „marktbeherrschend“ eingeschätzte Unternehmen Preisgebote oberhalb der variablen Kosten abgeben, es sei denn, ihnen ließe sich nachweisen, dass diese Gebote nicht zur Vollkostendeckung notwendig und damit marktmissbräuchlich sind.

Keine Gefährdung für Versorgungssicherheit durch ausländische Kapazitätsmechanismen

Einige Deutschland umgebende Länder haben Kapazitätsmechanismen eingeführt bzw. befinden sich derzeit im Prozess der Implementierung. Die Ursachen hierfür sind vielschichtig und basieren auf den jeweiligen Gegebenheiten und Zielsetzungen der Länder. Die Einführung von Kapazitätsmechanismen in benachbarten Ländern erfordert alleine jedoch keinen Kapazitätsmechanismus in Deutschland, um hierzulande die Versorgungssicherheit zu gewährleisten:

  • Zusätzliche Kapazität auch in Deutschland nutzbar – In vielen Situationen kann die durch einen Kapazitätsmechanismus im Ausland induzierte zusätzliche Kapazität zur Versorgungssicherheit in Deutschland beitragen, soweit Transportkapazitäten verfügbar sind. Es sollten allerdings im europäischen Kontext klare internationale Regeln für grenzüberschreitende Stromlieferungen in Knappheitsfällen etabliert werden.
  • Marktmechanismus funktioniert weiterhin – In Extremsituationen, in denen ausländische Kapazität z. B. wegen zeitgleicher Spitzenlast oder beschränkter Transportkapazitäten nicht oder nur eingeschränkt für Exporte nach Deutschland zur Verfügung steht, steigt der Strompreis in Deutschland entsprechend an. Im Ausland durch Kapazitätsmechanismen beanreizte Kapazität kann dann die Anzahl der Stunden mit hohen Spotpreisen in Deutschland reduzieren und die Preisspitzen in Knappheitsstunden erhöhen, ohne jedoch den Funktionsmechanismus generell zu beeinträchtigen.

Fazit zur Funktionsfähigkeit des EOM

Ein auf dem EOM-Prinzip basierendes Strommarktdesign kann grundsätzlich eine den Verbraucherpräferenzen entsprechende sichere Stromversorgung zu geringstmöglichen Kosten gewährleisten. Dies gilt auch vor dem Hintergrund von zunehmenden Anteilen dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien und von Kapazitätsmechanismen im angrenzenden Ausland.

Um auch in Zukunft ein ausreichend hohes Versorgungsicherheitsniveau durch den EOM zu gewährleisten, erscheinen in einigen Bereichen Anpassungen des Marktrahmens geboten. Wir gehen davon aus, dass diese Maßnahmen ein ausreichend definiertes Marktumfeld schaffen können, um auch selten benötigter Flexibilität einen adäquaten Marktwert für die bereitgestellte Kapazität zu sichern und damit in einem EOM Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies zeigen auch die im Rahmen des Projektes durchgeführten Modellrechnungen: Bei entsprechend definiertem Marktumfeld führen die Marktmechanismen zu Kapazitäten, die auch im Rahmen von probabilistischen Analysen zu komfortablen Versorgungssicherheitsniveaus führen.

Anmerkungen

  1. Siehe Frontier Economics/Formaet Services: Strommarkt in Deutschland – Gewährleistet das derzeitige Marktdesign Versorgungssicherheit? Studie im Auftrag des BMWi, Köln, Juli 2014. Parallel hat Frontier gemeinsam mit Consentec eine Studie zur Analyse möglicher Ausgestaltungsformen von Kapazitätsmechanismen durchgeführt, siehe Frontier Economics/Consentec: Folgenabschätzung Kapazitätsmechanismen (Impact Assessment). Köln 2014. Beide stehen auf der Homepage von Frontier Economics zum Download (www.frontier-economics.com).  ↩

  2. Mit Ausnahme einer dezentralen physischen Absicherung über Netzersatzanlagen (wie z. B. Notstromaggregate, Batteriespeicher).  ↩

Dr. J. Perner, Associate Director, Dr. M. Janssen, Consultant, P. Peichert, Consultant, Dr. C. Riechmann, Director, Frontier Economics, Köln; Dr. T. Niedrig, Geschäftsführer Formaet Services GmbH, Rheinbach
jens.perner@frontier-economics.com
Thomas.Niedrig@formaet.org

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