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01.10.2015 von: Dr. Urs Meister

Landesgrenzen von Kapazitätsmärkten

Dr. Urs Meister

Die grenzüberschreitende Organisation von Kapazitätsmechanismen stellt eine besondere Herausforderung dar.

Verschiedene europäische Länder planen, mit der Einführung sogenannter Kapazitätsmechanismen stabilere Investitionsanreize für konventionelle Kraftwerke zu schaffen. Schweizer Stromproduzenten würden sich gerne an den Mechanismen im Ausland beteiligen – doch deren grenzüberschreitende Organisation stösst weniger an technische als an ökonomische Grenzen.

Mit dem raschen Ausbau erneuerbarer Energien in Europa wird die Stabilität der heutigen Strommarktarchitektur zunehmend in Frage gestellt. Kapazitätsmechanismen oder -märkte sollen daher stabilere Anreize für den Bau konventioneller Kraftwerke schaffen, weil sie eine Ergänzung des bestehenden Energiemarktes darstellen: Kraftwerke erwirtschaften ihre Erträge nicht nur aus dem Verkauf ihrer Energie, sondern auch aus der Bereitstellung ihrer Produktionskapazität. Kapazitätsmechanismen sind damit nicht nur ein Instrument für die Versorgungssicherheit, sondern auch zur Verhinderung von Preisspitzen. Die Konsumenten finanzieren diese «Versicherung» über einen Preisaufschlag (z.B. auf dem Netztarif) und profitieren umgekehrt von durchschnittlich tieferen Energiepreisen.

Einige europäische Länder haben solche Mechanismen bereits eingeführt, andere sind weit fortgeschritten – dazu gehören auch Nachbarländer wie Frankreich oder Italien. Das hat Folgen für die Schweiz: Weil das kleine, gut in Europa integrierte Land das Preisniveau der Nachbarn «importiert», beeinflussen ausländische Kapazitätsmärkte den inländischen Strompreis. Wenig Freude bereitet dies den Schweizer Stromproduzenten: Sie müssen längerfristig mit tieferen Preisen rechnen, erhalten aber keine Vergütungen aus einem (inländischen) Kapazitätsmechanismus. Logischerweise wächst nun ihr Interesse für eine Teilnahme an den ausländischen Mechanismen.

Grundsätzliches Interesse an grenzüberschreitenden Mechanismen
Die Zulassung grenzüberschreitender Partizipation ist auch im Sinne der EU. Sie will verhindern, dass sich Kapazitätsmärkte zu einem blossen Subventionsinstrument entwickeln und das Zusammenwachsen des europäischen Strombinnenmarktes behindern. Noch gibt es keine detaillierten EU-weiten Regelungen zur Ausgestaltung grenzüberschreitender Mechanismen. Frankreich sieht in einer ersten Phase keine explizite Einbindung ausländischer Kraftwerkskapazitäten vor – vielmehr werden diese implizit über die Berücksichtigung der Importkapazitäten bei der Kalkulation der nötigen heimischen Kraftwerkskapazitäten berücksichtigt (statistischer Approach). Dies hängt auch mit mangelnden konzeptionellen Grundlagen und offenen Fragen zum künftigen Marktdesign zusammen.

Für eine explizite Berücksichtigung ausländischer Produzenten spräche der zusätzliche Wettbewerb im Kapazitätsmarkt. Ausserdem könnte eine Ausklammerung von Importmöglichkeiten dazu führen, dass die notwendigen Kraftwerkskapazitäten im Inland zu hoch angesetzt werden. Kritisch ist der Umgang mit grenzüberschreitenden Netzkapazitäten: Müssten solche für den Abruf vertraglich verpflichteter Kraftwerke im Ausland reserviert werden, würde der konventionelle Stromhandel eingeschränkt – mit potenziellen Wohlfahrtsverlusten als Folge.

Kapazitäts- versus Spotmarkt
Das Design eines Kapazitätsmarktes sollte daher sowohl die Verfügbarkeit von Kraftwerken im Ausland als auch grenzüberschreitende Netzkapazitäten berücksichtigen. Die Nutzung der Netzkapazitäten für Importe und Exporte werden jedoch durch die relativen Preisentwicklungen im kurzfristigen Spotmarkt bestimmt. Aus diesem Grund erscheint es fraglich, ob Frankreich tatsächlich ein Interesse daran hätte, Zahlungen für die Bereitstellung von Kraftwerkskapazität im Ausland zu leisten. Dies lässt sich anhand eines simplen Modells illustrieren: Angenommen, zwischen Frankreich und der Schweiz existiert eine symmetrisch für Importe und Exporte nutzbare Netzkapazität von 1000 MW. Der französische Kapazitätsmarkt liesse Angebote aus dem Ausland zu und wäre so konstruiert, dass die beteiligten Kraftwerke Strom produzieren müssen, sobald in Frankreich Knappheit herrscht – und solche geht per Definition mit einem hohen Preis im französischen Spotmarkt einher. Im Hinblick auf die Strommarktpreise lassen sich nun zwei interessante Fälle unterscheiden:

  • Fall 1: Der Preis in Frankreich ist höher als der Preis in der Schweiz. Stromknappheit in Frankreich führt zu hohen Preisen im Day-ahead-Markt. Im kurzfristigen Energiehandel an den Börsen entstehen deshalb Anreize, Strom aus der Schweiz nach Frankreich zu exportieren. Solange der Schweizer Marktpreis – trotz zusätzlichem Export – unter dem französischen bleibt, wird die gesamte Leitungskapazität von 1000 MW genutzt, um Strom nach Frankreich zu transferieren. Für Frankreich ist es in dieser Preiskonstellation weder sinnvoll noch nötig, Zahlungen für die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten bzw. zusätzlicher Produktion in der Schweiz zu leisten – schliesslich würde der Interkonnektor ohnehin nicht mehr als die bereits vollständig für Importe genutzten 1000 MW zulassen. Konsequenterweise braucht es dann auch keine spezielle Reservation von Leitungskapazitäten.
  • Fall 2: Der Preis in Frankreich ist tiefer als der Preis in der Schweiz. Diese Situation könnte vorkommen, wenn die Schweiz im Winter (noch) höhere Strompreise aus Italien «importiert». Nun bestehen im Energiehandel Anreize, Strom aus Frankreich in die Schweiz zu exportieren. Wiederum werden bei anhaltender Preisdifferenz Händler die gesamte Leitungskapazität für Lieferungen in die Schweiz nutzen. Dadurch wird das Land für den französischen Markt faktisch zu einem Grossverbraucher mit einer Last von 1000 MW. Immerhin wäre es jetzt für im französischen Kapazitätsmarkt partizipierende Schweizer Kraftwerke ohne Probleme (bzw. ohne Reservation von Netzkapazitäten) möglich, Strom nach Frankreich zu liefern. Zwar gibt der Spotmarkt mit den tieferen Preisen in Frankreich keine Anreize für solche Lieferungen, doch wären die Kraftwerke aufgrund ihrer Verträge mit Frankreich dazu verpflichtet. Allerdings hat dies nicht zwingend zur Folge, dass im kurzfristigen Spothandel die Netto-Exporte in die Schweiz abnehmen. Schliesslich lassen sich in einem effizienten Handelssystem Netz-Kapazitätsbuchungen in entgegengesetzte Richtungen miteinander saldieren (was etwa bei Market Coupling quasi automatisch stattfindet). Mit anderen Worten: Die französischen Importe im Rahmen des Kapazitätsmechanismus würden durch zusätzliche Exporte kompensiert. Die Schweiz bliebe ein 1000-MW-Verbraucher.

Um einen Mehrwert für Frankreich darzustellen, müsste der grenzüberschreitende Kapazitätsmechanismus sicherstellen, dass das Nachbarland seine Importe reduziert bzw. die Exporte erhöht. Weil im kurzfristigen Stromhandel die Kapazität des Interkonnektors bei Preisdifferenzen immer zu 100% in die eine oder andere Richtung genutzt wird, müssten im Fall 2 zusätzlich produzierende Kraftwerke im Nachbarland das dortige Preisniveau auf oder gar unter jenes in Frankreich drücken. Das allerdings kann der französische Kapazitätsmarkt kaum sicherstellen: Erstens verändern einzelne im Mechanismus integrierte Kraftwerke den Marktpreis kaum, und zweitens werden die Preise auch durch den Handel mit dritten Ländern beeinflusst. Daraus lassen sich folgende Schlüsse ziehen:

  • Für Frankreich ist – in Anlehnung an Fall 1 – eine Situation attraktiv, in der ein Nachbarland während den potenziellen Knappheitssituationen in Frankreich (oder auch permanent) tiefere Preise aufweist – etwa weil es dort Kraftwerksüberkapazitäten gibt. Dann aber braucht Frankreich gar keine Zahlungen an ausländische Kraftwerkskapazitäten zu leisten, um Stromimporte während Knappheitssituationen sicherzustellen – das schafft alleine der Spotmarkt. Alternativ könnte der Kapazitätsmechanismus so gestaltet sein, dass er Zahlungen an den Ausbau der grenzüberschreitenden Netzkapazität leistet.
  • Besonders herausfordernd ist dagegen der Fall 2, wo während Knappheitssituationen in Frankreich das Nachbarland noch höhere Preise aufweist. Erstens impliziert die Preisdifferenz im kurzfristigen Stromhandel einen entgegengesetzten Stromfluss. Zweitens stellt sich grundsätzlich die Frage, ob dann die Kraftwerke im Nachbarland einen Beitrag zur französischen Versorgungssicherheit leisten können. Und drittens beeinflusst der eigene Kapazitätsmarkt die Preisdifferenz: Je grosszügiger die nötigen inländischen Kraftwerkskapazitäten bzw. die Zahlungen an diese bemessen sind, desto wahrscheinlicher ist es, dass die Spotmarktpreise im Inland unter jenen der Nachbarn liegen.
  • Eine explizite Einbindung ausländischer Kraftwerke in den inländischen Mechanismus macht womöglich am ehesten dann Sinn, wenn der Interkonnektor derart leistungsfähig ist, dass es gar nie zu Netzengpässen (und damit Strompreisdifferenzen) kommt. Faktisch bildete Frankreich mit dem Nachbarn eine gemeinsame Preiszone. Nun aber käme es zu einer Trittbrettfahrerproblematik. Schliesslich zahlen nur die französischen Verbraucher für den Mechanismus – nicht aber jene im Nachbarland, die ebenfalls davon profitieren.

Diese Gedankenspiele illustrieren, dass Kapazitätsmechanismen nicht isoliert und unabhängig vom marktlichen Kontext in den Nachbarländern implementiert werden können – das gilt besonders für die Integration ausländischer Kraftwerkskapazitäten.
Quelle: www.avenir-suisse.ch

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