Strategische Reserven dienen der Versorgungssicherheit in Ausnahmesituationen und werden außerhalb des Strommarkts vorgehalten. Ihr Design zielt auf Marktunabhängigkeit und technische Verfügbarkeit, bei gleichzeitig begrenztem Einfluss auf den Wettbewerb.
Beschreibung#
Strategische Reserven sind Kapazitätsmechanismen, die gezielt außerhalb des regulären Strommarktes vorgehalten werden, um die Versorgungssicherheit in Extremsituationen zu gewährleisten. Im Gegensatz zu marktbasierten Mechanismen wie Kapazitätsausschreibungen werden strategische Reserven nur in Ausnahmesituationen aktiviert – typischerweise bei drohendem Strommangel oder wenn der Spotmarktpreis seine festgelegte Obergrenze erreicht.
Die Beschaffung dieser Reserve erfolgt meist im Rahmen regulärer Ausschreibungen. Teilnahmeberechtigt sind unterschiedliche Technologien wie thermische Kraftwerke, Speicher oder Nachfragesteuerung (Demand Response), sofern sie bestimmte technische Anforderungen erfüllen – beispielsweise in Bezug auf Verfügbarkeit, Anfahrtszeit oder Mindestleistung.
Teilnehmer erhalten in der Regel eine feste Kapazitätsvergütung, um ihre Betriebsbereitschaft sicherzustellen. Im Aktivierungsfall erfolgt eine zusätzliche Vergütung, die tatsächliche Einsatzkosten (z. B. Brennstoffe, Anfahrprozesse) abdeckt. Die Finanzierung dieser Mechanismen erfolgt häufig über Netzentgelte oder spezielle Umlagen.
Ein zentrales Merkmal strategischer Reserven ist ihre Marktunabhängigkeit: Einheiten in der Reserve dürfen üblicherweise nicht parallel am Strommarkt teilnehmen. Dies soll Wettbewerbsverzerrungen verhindern, schränkt aber auch die Wirtschaftlichkeit und Attraktivität der Teilnahme ein. Zudem sind strategische Reserven oft zeitlich befristet, um ihre Rolle als Ausnahmemechanismus zu betonen.
Als Instrument der letzten Instanz dienen strategische Reserven der Sicherstellung von Systemstabilität und sind besonders in liberalisierten Strommärkten relevant, in denen Kapazitätsengpässe bei hoher Nachfrage oder sinkender konventioneller Erzeugung auftreten können.
Analyse#
Eine strategische Reserve sollte gemäß der Elektrizitätsverordnung die erste Wahl sein. Ihr Design ist im Vergleich zu anderen KMs im Gesetz wesentlich detaillierter. Ein Vorteil des hohen Detaillierungsgrads in der EU-Rechtsvorschrift ist der voraussichtlich vereinfachte und verkürzte Genehmigungsprozess durch die EU-Kommission. Der Hauptvorteil einer strategischen Reserve besteht darin, dass nur die Festlegung fester Kapazitäten und die Regulierung der Verfügbarkeit der Einheiten innerhalb der Reserve erforderlich sind. Dies ist eine unkomplizierte Aufgabe, wenn die Reserve überwiegend aus thermischen Spitzenlastanlagen mit hohen variablen Kosten besteht. Darüber hinaus hat eine strategische Reserve nicht dieselben Anforderungen an die grenzüberschreitende Teilnahme, was zu einem weniger komplexen Beschaffungsprozess und geringeren Beschaffungskosten führt. Gut gestaltete strategische Reserven sollten nur geringe Verzerrungen im EOM verursachen, da sie als letztes Mittel für ÜNB konzipiert sind, um Vorfälle mit erwarteten Stromengpässen auf dem Strommarkt zu bewältigen. Da die teilnehmenden Ressourcen außerhalb des Strommarktes gehalten werden, wird das Risiko von Marktverzerrungen eliminiert. Im Falle eines zunehmenden Bedarfs an Kapazität könnte eine strategische Reserve an ihre Grenzen stoßen, da dies bedeuten würde, dass ein großer Teil der vertraglich gebundenen Kapazität außerhalb des Marktes gehalten wird, was das Potenzial für Produzenten im Markt erhöht, Marktmacht auszuüben. Darüber hinaus könnten große Anteile an Kapazitäten außerhalb des Marktes die Preisschwankungen erhöhen, was neue Investitionen in flexible Produktion anreizt. Fluktuierende Energiepreise könnten jedoch aus der Sicht der Kunden als inakzeptabel angesehen werden, insbesondere da diese Kunden in der Regel diejenigen sind, die bereits die kostspielige strategische Reserve finanzieren. Ein weiterer Nachteil ist das reaktive Management von Ressourcenangemessenheitsproblemen und die Unfähigkeit, Anreize für neue Investitionen zu schaffen. Kurze Vorlaufzeiten kombiniert mit kurzen Vertragslaufzeiten begünstigen bestehende Anlagen mit unsicherem Betriebsstatus, bieten jedoch keine Anreize für neue Investitionen. Ein praktisches Problem ist auch die übermäßig restriktiven Vorschriften für Anlagen innerhalb der Reserve, wie strengere Umweltvorschriften im Vergleich zu denen außerhalb der Reserve.
| Vorteile | Herausforderungen |
|---|---|
| Es ist nur notwendig, die gesicherte Kapazität zu definieren und die Verfügbarkeit der Einheiten in der Reserve zu regulieren | Kein echter Anreiz für neue Investitionen (insbesondere für erneuerbare Energien) |
| Keine Marktverzerrungen | Die Vorschriften für Anlagen in der Reserve tendieren dazu, sehr restriktiv zu sein (keine Marktteilnahme, Umweltauflagen) |
| Begrenzung extremer Preisspitzen durch einen festen Ausübungspreis (z. B. 3000 €/MWh) oder falls der Day-Ahead-Markt nicht ausgeglichen ist | Eher geeignet, kurzfristige Probleme zu lösen, als strukturelle Herausforderungen anzugehen |
| Schneller und reibungsloser Genehmigungsprozess bei der Europäischen Kommission | Könnte den Wettbewerb im Markt beeinträchtigen, da es vorübergehend verhindert, dass Anlagen stillgelegt werden |
| Verpflichtung bestimmter Kraftwerke zur Teilnahme | |
| Schwache Interaktion mit dem Energiemarkt kann zu ineffizienter Nutzung der verfügbaren Ressourcen führen |
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass eine strategische Reserve eine kosteneffiziente Lösung sein kann, wenn der Bedarf an zusätzlicher Kapazität zur Erfüllung des nationalen Zuverlässigkeitsstandards minimal ist und nur eine geringe Anzahl von Betriebsstunden erwartet wird. Dies gilt insbesondere, wenn bereits bestehende Kapazitäten im System vorhanden sind, die andernfalls aus Rentabilitätsgründen stillgelegt würden. Die reaktive Verwaltung von Ressourcenangemessenheitsproblemen und die Unfähigkeit, Anreize für neue Investitionen zu schaffen, könnten jedoch die Bewältigung bedeutender Ressourcenengpassprobleme erschweren.