Schlussfolgerungen

Diese Seite zieht Schlussfolgerungen zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen auf Basis zentraler Analysefelder: Investitions- und Verfügbarkeitsanreize, Effizienz und Systemkosten, Marktverzerrungen, Klima- und Technologieneutralität sowie europäische Wechselwirkungen. Sie diskutiert, wie das Missing-Money-Problem adressiert werden kann und welche Anforderungen sich daraus für Vertragslaufzeiten, Auktionsdesign und Sekundärmärkte ergeben. Die Bewertung betont, dass Kapazitätsmechanismen differenziert und kontextabhängig eingesetzt werden sollten, um Versorgungssicherheit und Marktstabilität effizient zu sichern.

Die Strommarktverordnung schreibt vor, dass Kapazitätsmechanismen nur die Verfügbarkeit von Kapazitäten vergüten sollen (siehe Artikel 22(3)(b) der Strommarktverordnung ¹,²). Dies definiert im Kapazitätsmarkt beschaffte Produkt als garantierte verfügbare Kapazität während erwarteter Knappheitszeiten. Erfolgreiche Kapazitätsanbieter verpflichten sich zu einer physischen Verfügbarkeitsverpflichtung, die sicherstellt, dass die angebotene Kapazität bei Bedarf verfügbar ist, im Austausch für eine Kapazitätsvergütung. In bestehenden Kapazitätsmärkten umfassen Kapazitätsverträge oft nicht nur eine physische Verfügbarkeitsverpflichtung, sondern auch eine finanzielle Verpflichtung für Anbieter (bekannt als Zuverlässigkeitsoptionen/reliability options oder Versorgungssicherheitsverträge). Diese Optionen verpflichten Anbieter, dem zentralen Käufer im Kapazitätsmarkt die positive Differenz zwischen einem vorab festgelegten Ausübungspreis (strike price) und einem Referenzmarktpreis (z. B. dem stündlichen Day-Ahead-Marktpreis) zu zahlen. Der strike price wird typischerweise über den erwarteten Day-Ahead-Marktpreisen festgelegt, um die Verbraucher vor unerwarteten Preisspitzen zu schützen und die Anreize für die Ausübung von Marktmacht während Knappheitssituationen zu verringern.

Kritik an Kapazitätsmechanismen

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Ein Kapazitätsmarkt gibt beispielsweise den Eigentümern von Windkraftanlagen nicht die richtigen Anreize bei der Wahl des Standorts, der Auslegung der Anlagen, der Wartung und der Vorbereitung auf extreme Wetterbedingungen. Ein weiteres Problem ist die Frage, wie man Energiespeicherkraftwerken (einschließlich Wasserkraft) die richtigen Preissignale geben kann, damit sie für kritische Tage optimal speichern, wenn die Preise auf einem niedrigen Niveau gedeckelt sind ³. Es ist wichtig, dass jede Entscheidung über die Einführung und die Wahl des Kapazitätsmechanismus mit einer Bewertung der Art des Marktversagens einhergeht, das möglicherweise vorliegt (was ein gewisses Maß an Urteilsvermögen erfordern kann, da viele Marktversagen durch Marktreformen behoben werden könnten):

• Wird ein Marktversagen (in Bezug auf die Versorgungssicherheit) mit Sicherheit diagnostiziert und ist es dauerhafter Natur, kann die Einführung eines Kapazitätsmechanismus mit breitem Anwendungsbereich, wie Zuverlässigkeitsoptionen oder Kapazitätsverpflichtungen, gerechtfertigt sein.
• Ist das Marktversagen hingegen ungewiss, vorübergehend oder in seinem Umfang begrenzt, könnte eine Überbrückungsmaßnahme in Form eines partiellen Kapazitätsmechanismus ausreichen.
• Im Falle eines schwerwiegenderen, aber dennoch vorübergehenden Ausfalls kann ein umfassenderer Mechanismus erforderlich sein. In diesem Fall sollte der Mechanismus jedoch ebenfalls vorübergehend (Verfallsklausel) oder reversibel sein, um den Eingriff auf ein Minimum zu beschränken.

In den meisten Ausgestaltungen gibt es einen Betreiber, der die Anforderungen definiert und direkt oder indirekt ein festgelegtes Volumen an Kapazität beschafft. Die Nachfrage ist daher vorgegeben, und der Wettbewerb findet über den Preis der Kapazität statt. Dies wirft das Problem auf, dass die Kapazität für den Zeitraum des KM im Voraus quantifiziert werden muss. Da der Mechanismus durch unzureichende Investitionen motiviert ist, sind relativ lange Vertragslaufzeiten erforderlich, was bedeutet, dass der Bedarf an Kapazität mit großer Unsicherheit verbunden ist. Aufgrund dieser hohen Unsicherheit wird der für die Beschaffung zuständige Betreiber wahrscheinlich zu viel in Kapazität investieren. Gründe dafür könnten ein wahrgenommener Druck zur Aufrechterhaltung eines zuverlässigen Systems sein, der es erforderlich macht, ein Worst-Case-Szenario zu berücksichtigen, kombiniert mit einem Mangel an Anreizen für den Betreiber, die Kosten des KM im Auge zu behalten ⁴. Überinvestitionen führen auch zu dem Problem des „missing money“ im Energiemarkt, obwohl das ursprüngliche Ziel des KM darin bestand, dieses Problem zu überwinden ⁵. Der Grund dafür ist der Rückgang der durchschnittlichen Preise im Falle von Überinvestitionen, was zu Problemen führt, wie z.B. dass Betreiber Investitionen meiden, wenn diese nicht durch den KM abgedeckt sind. Darüber hinaus steigen die Kosten des KM, da die Einnahmen aus dem Energiemarkt für die Betreiber sinken, was durch erhöhte Ansprüche innerhalb des KM-Rahmens ausgeglichen werden muss. Dies führt zu einer negativen Spirale, in der der Anteil der Einnahmen aus dem KM auf Kosten der sinkenden Anteile aus dem Energiemarkt steigt. Dies wiederum führt zu einer zunehmenden zentralen Kontrolle über die Entwicklung des Systems und des Marktes durch die wachsende Bedeutung des KM und die verstärkte Entkopplung der Investitionen von den Einnahmen des Energiemarktes ⁶. Die Motivation für KM ist eine ineffiziente Versorgungssicherheit. Damit der Mechanismus effektiv ist, ist es entscheidend, dass die beschaffte Kapazität in Zeiten von Systemstress verfügbar ist. Um wirksam zu sein, sollte der KM daher so gestaltet sein, dass die Verfügbarkeit in Zeiten von Systemstress belohnt wird. Mögliche Optionen wären Strafgebühren im Falle einer Nichtbereitstellung zu solchen Zeiten.

Anreize

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Investitionsanreize

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Es gibt verschiedene Wege, wie KMs Anreize für neue Investitionen bieten können. Ein Weg ist, Einnahmensicherheit zu bieten. Kapazitätszahlungen bieten den Erzeugern eine Vergütung dafür, dass sie bereit sind, Strom zu produzieren, und nicht nur für den tatsächlich erzeugten Strom. Dies schafft einen stabilen Einnahmestrom, reduziert das finanzielle Risiko und macht Investitionen attraktiver. Zusätzlich bieten Zuverlässigkeitsoptionen (reliability options) oder Differenzverträge (CfD) Preisstabilität, indem sie einen bestimmten Preis für den erzeugten Strom garantieren und Investoren vor Marktschwankungen schützen. Langfristige Verträge sind ein weiterer Anreiz. Kapazitätsmechanismen beinhalten oft langfristige Verträge, die Einnahmen über mehrere Jahre garantieren und Investoren helfen, Finanzierungen für neue Projekte zu sichern. Außerdem können sie das Investitionsrisiko verringern, indem sie vorhersehbare Einnahmeströme bieten. Kapazitätsmechanismen enthalten auch Anreize für neue Technologien. Spezifische Bestimmungen können Investitionen in Energiespeicherung, Nachfragereaktion oder erneuerbare Energiequellen fördern, oft durch höhere Kapazitätszahlungen oder dedizierte Auktionen. Wettbewerb und Effizienz werden gefördert, wodurch sichergestellt wird, dass nur die effizientesten und kostengünstigsten Projekte Kapazitätszahlungen erhalten, was Innovation und Investitionen in fortschrittliche Technologien anregt. Andererseits kann die Einführung eines KM als Markteingriff wahrgenommen werden, der bestehende Anlagen negativ beeinflusst, da diese Ergänzung der Erzeugung die Preise auf dem Spotmarkt drückt.

Anreize zur Verfügbarkeit in Knappheitssituationen

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Es gibt zwei grundlegende Modelle zur Anreizung von Kapazitätsressourcen, verfügbar zu sein, wenn sie benötigt werden. Das erste Modell besteht darin, eine Verpflichtung einzuführen, die vertraglich vereinbarte Kapazität während Perioden von Systemstress auf dem Markt anzubieten, kombiniert mit einer Strafgebühr im Falle der Nichtverfügbarkeit. Das zweite Modell besteht darin, finanzielle Anreize durch Zuverlässigkeitsoptionen zu bieten. Diese beiden Modelle können auch kombiniert werden. Die gewählte Strafe muss hoch genug sein, um die ausgewählten Bieter davon abzuhalten, ihre Kraftwerke so zu betreiben, dass sie ihre Verpflichtung nicht erfüllen. Andererseits sollte die Strafe nicht übermäßig hoch sein, falls es zu einer längeren technischen Unverfügbarkeit kommt.

Effizienz

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Kontrolle der Systemkosten

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Ein korrekt gestalteter KM mit einem wettbewerblichen Beschaffungsprozess, der die richtige Kapazitätsanforderung am richtigen Ort im Stromsystem berücksichtigt, kann mittelfristig zu reduzierten Systemkosten führen, indem er sicherstellt, dass die Zuverlässigkeitsstandards zu den niedrigsten Kosten erreicht werden. Ohne ausreichende Kapazität in Zeiten von Systemstress gibt es zudem mehr oder weniger schwer zu bewertende Risiken, die mit einem reduzierten gesamtgesellschaftlichen Nutzen verbunden sind, wie beispielsweise eine verzögerte Energiewende und verfehlte Klimaziele, eine Verschlechterung der Ressourcenverfügbarkeit und Stromengpässe, was zu höheren Kosten entsprechend dem Wert des ausgefallenen Stroms, Preisvolatilität und Unvorhersehbarkeit der Verfügbarkeit von Reservekapazitäten führen kann. Dies könnte Investitionen in energieintensive Industrien aufgrund von Investitionsrisiken verzögern und entmutigen oder das Risiko kurzfristiger und kostspieliger Markteingriffe durch politische Entscheidungsträger oder Übertragungsnetzbetreiber erhöhen, wodurch Marktunsicherheit entsteht ⁴. Auf der anderen Seite gibt es Nachteile von Kapazitätsmechanismen, die zu erhöhten sozialen Kosten führen können. Ein bereits diskutiertes Problem ist, dass der Beschaffer selten über vollständige Informationen zur Zukunft verfügt und dazu neigt, den KM für ein Worst-Case-Szenario zu dimensionieren. Dies könnte zu einer Überdimensionierung der Produktionskapazität und dies wiederum zu Kosten führen, die möglicherweise an die Kunden weitergegeben werden. Ein weiteres wichtiges Risiko besteht darin, dass das Design des KM die Stromproduktion auf Kosten von flexiblen Stromverbrauchern und Speichereinrichtungen mit niedrigen Grenzkosten begünstigen könnte ⁴. In fast allen betrachteten Fällen werden die Nettokosten von Kapazitätsmechanismen über Tarife oder Gebühren finanziert. In Zeiten hoher Preise, in denen die Kapazitätsanbieter verpflichtet sind, möglicherweise über den definierten Strike-Preis hinausgehende Einnahmen zurückzuzahlen, wird die Nettokosten des Kapazitätsmechanismus reduziert. Bei längeren Phasen sehr hoher Preise könnte es jedoch bevorzugt werden, diesen Überschuss direkter an die Kunden zurückzugeben. Unabhängig davon, welche Partei die Gebühr zahlt, werden die Nettokosten letztendlich an die Endkunden weitergegeben. Es gibt zwei Hauptoptionen dafür. Die erste Option besteht darin, dass die für die Bilanzierung verantwortlichen Parteien die Gebühr für den Kapazitätsmarkt zahlen, ähnlich wie es derzeit bei der Gebühr für die Leistungsvorsorge gehandhabt wird. Diese Parteien würden die Kosten dann an Stromanbieter und Endkunden weitergeben. Die zweite Option besteht darin, die Gebühr über die Netzbetreiber zu erheben, was der aktuellen Handhabung der Stromsteuer ähnlicher ist. Weiters lässt sich ein allgemeiner Trend in Richtung nationalen Förderungen bezüglich Kapazitätsmechanismen beobachten. Hiersollte erwähnt werden, dass dieser Trend vor allem für ärmere Länder ein Problem darstellt, da gerade in diesen Ländern die benötigten finanziellen Ressourcen nicht zur Verfügung gestellt werden können.

Vermeidung von Marktverzerrungen

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Je nach Ausgestaltung kann es passieren, dass Kapazitätsmärkte von Knappheit geprägt sein werden, da es unwahrscheinlich ist, dass es eine signifikante Überkapazität im Markt geben wird. Dies bedeutet, dass ein reales Risiko der Ausübung von Marktmacht besteht. Daher kann es angebracht sein, verschiedene Maßnahmen zu ergreifen, um die Ausübung von Marktmacht zu beschränken. Zu den Designentscheidungen, die die Anreize zur Ausübung von Marktmacht beeinflussen können, gehören beispielsweise die Festlegung von marginal pricing oder pay-as-bid, sowie preisabhängige Nachfragekurven. Eine weitere Methode ist die Unterscheidung der Teilnehmenden Kapazitätsbieter zwischen „price takers“ und „price makers“, wie beispielsweise in Polen ⁷.

Klima- und Technologieneutralität

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Technologieneutralität

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Das in einem Kapazitätsmechanismus beschaffte Produkt muss so gestaltet sein, dass es zur Erfüllung des Zuverlässigkeitsstandards beiträgt. Laut der Stromverordnung muss ein marktwirtschaftlicher Kapazitätsmechanismus so konzipiert sein, dass alle Ressourcenbesitzer unabhängig von der Technologie zu denselben Bedingungen teilnehmen können. Das Design des Produkts ist wichtig, um einen technologieneutralen Beschaffungsprozess zu erreichen, der für alle offen. Unabhängig davon, ob die Beschaffung ein oder zwei Produkte umfasst, ist die Bestimmung technologiebezogener De-Rating Faktoren entscheidend, um einen effektiven Wettbewerb sicherzustellen und den Zuverlässigkeitsstandard zu den niedrigsten Kosten zu erfüllen. Eine weitere Frage ist, ob verschiedene Technologien in derselben Auktion beschafft werden sollten. Erfahrungen legen nahe, dass die gleichzeitige Beschaffung den Wettbewerb und die Effizienz der Auktion erhöht. Allerdings haben verschiedene Technologien oft unterschiedliche Verfügbarkeiten. Eine kollektive Beschaffung setzt daher voraus, dass es möglich ist, die gesicherte Kapazität für Technologien mit geringer Verfügbarkeit zu berechnen. Dies ist in der Praxis jedoch schwierig, insbesondere da nicht nur die physische Verfügbarkeit zählt, sondern auch der Zeitpunkt, zu dem eine Anlage verfügbar ist.

Klimaneutralität

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In Bezug auf Umweltanforderungen in Kapazitätsmärkten konzentriert sich das EU-Recht auf die Klimawirkung und legt Grenzwerte für CO2-Emissionen pro kWh fest. Ein potenziell niedrigerer Grenzwert ist eine wichtige Designentscheidung in marktweiten Kapazitätsmechanismen, da er beeinflusst, welche Technologien Anreize für neue Investitionen erhalten. Hierbei stellt sich die grundlegende Frage bezüglich der CO2-Emissionsgrenzen, ob gasbefeuerte und andere fossil befeuerte Kraftwerke an dem Kapazitätsmechanismus teilnehmen dürfen.

Lösung für das Missing Money Problem

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Prinzipiell können zwei grundsätzliche Ansätze verfolgt werden, um das Missing Money Problem zu reduzieren oder zu lösen. Zum einen besteht eine offensichtliche Lösung des Missing Money Problems in der Einführung eines Kapazitätsmechanismus. Zum anderen kann grundsätzlich am Energy-Only Markt festgehalten werden und Maßnahmen gesetzt werden, die Investitionsanreize in Kraftwerkskapazitäten erhöhen. Beispiele dafür wären

• Planungssicherheit für Marktteilnehmer schaffen: Stabile Rahmenbedingungen und Vorhersehbarkeit von regulatorischen Eingriffen müssen gegeben sein
• Vorlaufzeiten für Investitionen reduzieren: Genehmigungsprozesse beschleunigen und die politischen Rahmenbedingungen derart umgestalten, sodass Investitionsentscheidungen mit möglichst geringer Vorlaufzeit umgesetzt werden können
• Implizite Preisobergrenzen reduzieren: politisch/gesellschaftliche Akzeptanz für Preisspitzen schaffen, sodass der Markt Knappheiten signalisieren kann
• Flexibilität in der Nachfrage schaffen: Typische Energielieferverträge derart ausgestalten, dass einer flexiblen Stromnachfrage eine stärkere Rolle zukommt und auch die Nachfrage als Marktakteur als Mengenanpasser reagieren kann

Ausgestaltung

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Auswirkung auf Nachbarländer/Grenzkapazitäten

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Kapazitätsmechanismen können erhebliche Auswirkungen auf Nachbarländer ohne solche Mechanismen haben. Sie können Preisunterschiede schaffen, da Länder mit Kapazitätsmechanismen aufgrund zusätzlicher Kapazitätszahlungen höhere Strompreise haben könnten, während sich in Nachbarländer ohne solche Mechanismen niedrigere Preise etablieren könnten. Dies kann grenzüberschreitende Stromflüsse beeinflussen, was den Markt durch künstliche Preissignale verzerren und in Ländern mit Kapazitätsmechanismen zu einem Überangebot führen kann. Kapazitätsmechanismen sind darauf ausgelegt, die Zuverlässigkeit des Stromnetzes im einführenden Land zu verbessern. Diese verbesserte Versorgungszuverlässigkeit kann jedoch auch positive Auswirkungen auf Nachbarländer haben. In Zeiten hoher Nachfrage oder bei Versorgungsengpässen können sich Nachbarländer auf Importe aus Ländern mit robusten Kapazitätsmechanismen verlassen. Investitionsentscheidungen werden ebenfalls von Kapazitätsmechanismen beeinflusst. Investoren bevorzugen möglicherweise Länder mit Kapazitätsmechanismen aufgrund stabiler Einnahmeströme und reduzierter Risiken, was zu einer Konzentration von Investitionen in diesen Ländern führen und potenziell Länder ohne solche Mechanismen benachteiligen kann. Dies kann die langfristige Versorgungssicherheit in Ländern ohne Kapazitätsmechanismen beeinträchtigen, da ihre Erzeuger Schwierigkeiten haben könnten, mit denjenigen zu konkurrieren, die Kapazitätszahlungen erhalten.

Sekundärmärkte

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Sekundärmärkte sind nützlich, um das Risiko für Kapazitätsanbieter im Zusammenhang mit langfristigen Verpflichtungen zu reduzieren. Die Möglichkeit, Kapazitätsverpflichtungen zwischen berechtigten Kapazitätsanbietern zu übertragen, was auch eine Anforderung der Elektrizitätsverordnung darstellt, kann auf diese Weise organisiert werden.

Vertragsdauer und Auktionsvorlaufzeit

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Wichtige Gestaltungselemente in Kapazitätsmärkten sind die Vorlaufzeit zwischen der Auktion und dem Lieferzeitraum sowie die Dauer der zugewiesenen Kapazitätsverträge, die beide entscheidend für die Unterstützung neuer Investitionen sind. Typischerweise finden Hauptauktionen 3-5 Jahre vor dem Lieferzeitraum statt, während ergänzende Auktionen näher am Lieferzeitraum durchgeführt werden. Die Wahl der Vorlaufzeit muss ein Gleichgewicht zwischen der Unsicherheit in Bezug auf die Kapazitätsanforderungen und der Fähigkeit der Betreiber, zu investieren, herstellen. Während Auktionen näher am Lieferzeitraum die Unsicherheit verringern, verbessern längere Vorlaufzeiten den Wettbewerb und ermöglichen neue Investitionen. Unterschiedliche Ressourcenkategorien haben unterschiedliche Präferenzen hinsichtlich der Vorlaufzeiten; neue Produktionsanlagen benötigen längere Vorlaufzeiten, während Nachfrage-Ressourcen aus industriellen Einrichtungen kürzere Verpflichtungen bevorzugen könnten. Langfristige Verträge in Kapazitätsmärkten unterstützen die Finanzierung neuer oder renovierter Anlagen. Diese Verträge reduzieren finanzielle Risiken für Investoren, was zu niedrigeren Kapitalkosten führt, verlagern jedoch das Risiko auf die Kunden. Die Dauer eines Vertrages muss ein Gleichgewicht zwischen der Senkung der Kapitalkosten und der Angemessenheit der Risikoübernahme durch die Kunden herstellen. Eine höhere installierte Kapazität führt in der Regel zu einer Verringerung der Energiepreisvariabilität für die Kunden. Dies gilt insbesondere für die Nachfrageseite, da Verträge mit einer Laufzeit von 5 Jahren sehr schwer zu finden sind. Für Demand Response (DR) ist eine kürzere Vorlaufzeit besser, für große Erzeugungsanlagen ist eine längere Vorlaufzeit vorteilhafter.