Ein kombinierter Kapazitätsmarkt für Österreich

Neben den Klimazielen der Europäischen Union verfolgt auch Österreich das ambitionierte Ziel, bis 2040 Klimaneutralität zu erreichen. Die Energiewende prägt diesen Paradigmenwechsel in vielfältiger Weise: Für die Dekarbonisierung der Energieversorgung gewinnt die Elektrifizierung des Gesamtsystems zunehmend an Bedeutung. Damit verbunden ist ein deutlicher Anstieg der Stromnachfrage sowie eine tiefgreifende Integration erneuerbarer Energien in das Energiesystem. Der rasche Ausbau erneuerbarer Erzeugung führt in vielen Stunden zu sinkenden Preisen, während der steigende Strombedarf eine höhere Leistung und mehr Flexibilität im System erfordert. Für das Jahr 2040 wird in Österreich ein Strombedarf von 132 TWh erwartet - nahezu eine Verdopplung im Vergleich zu 2020. Technologien wie Batteriespeicher, Elektromobilität und Elektrolyse leisten hierbei wichtige Beiträge zur Lastflexibilität. Auch die Digitalisierung bietet Potenziale, um Flexibilitätsreserven zu erschließen. 

Mit dem wachsenden Anteil fluktuierender erneuerbarer Energiequellen gewinnt zudem die Aufgabe an Bedeutung, ein dauerhaftes Gleichgewicht zwischen Stromangebot und -nachfrage sicherzustellen – insbesondere durch Nutzung von Lastflexibilität und flexible Kraftwerkskapazitäten, welche die Versorgungssicherheit auch in Zeiten geringer erneuerbarer Stromerzeugung, jedoch hoher Nachfrage, sichern können.  

Die Finanzierung dieser flexiblen Kapazitäten, welche als Grundlage für eine verlässliche und resiliente Stromversorgung dienen, ist zu Teilen durch Unsicherheiten geprägt. Das Vertrauen in den Markt, Investitionsanreize zu schaffen, ist in den letzten Jahren durch staatliche Eingriffe wie Gewinnabschöpfungen gesunken. Hinzu kommt, dass einige Technologien, trotz ihrer Notwendigkeit, nur kurze Einsatzzeiten haben werden und dadurch die Wirtschaftlichkeit von sehr hohen Preisen in wenigen Stunden abhängt. Diese Diskrepanz zwischen der erforderlichen Investition einerseits und der zeitlich stark begrenzten tatsächlichen Nutzung andererseits stellt eine Herausforderung dar, die im zukünftigen Energiemarkt berücksichtigt werden muss. Insbesondere Spitzenlastkraftwerke geraten durch den Ausbau erneuerbarer Energien und damit verbundenen sinkenden Strompreisen zunehmend unter finanziellen Druck. Denn obwohl die Anlagen in Zukunft mit geringeren Volllaststunden betrieben werden, bleiben sie unverzichtbar, insbesondere an Tagen mit wenig Sonne, Wind und hohem Energiebedarf, sogenannten kalten Dunkelflauten. Die daraus folgende fehlende Planbarkeit von Erlösen führt jedoch zu geringen Anreizen in neue Kraftwerke oder in die Modernisierung bestehender Kraftwerke zu investieren.  Damit stehen wir vor dem Risiko einer schleichenden Verringerung der Versorgungssicherheit.  

Als Konsequenz dieser Entwicklungen entsteht die Notwendigkeit die Verfügbarkeit gesicherter Leistung im Stromsystem über weitere Mechanismen zu besichern. Hierbei haben sich mehrere europäische Staaten für die Einführung eines Kapazitätsmarkts entschieden. 

Generell zeichnet sich das Stromsystem in Österreich durch eine sehr hohe Stabilität aus. Neben der weiteren Nutzung der in Österreich bereits sehr gut ausgebauten Wasserkraft ist das Kernstück der österreichischen Dekarbonisierungsstrategie die verstärkte Nutzung erneuerbarer Energiequellen wie Photovoltaik und Windkraft. Das ermöglicht, fossile Brennstoffe schrittweise zu ersetzen und so den CO₂-Fußabdruck und die Abhängigkeiten des Energiesystems erheblich zu senken. 

Für die Versorgungssicherheit sind jedoch auch jene Kraftwerkskapazitäten von zentraler Bedeutung, die dann verfügbar sind, wenn die Einspeisung aus erneuerbaren Energien gering ausfällt. 

Die Studie zeigt auf, dass sich insbesondere drei Entwicklungen auf die Ausgangslage auswirken: Die Energiewende, Veränderungen im Strommarktdesign und politische Eingriffe in die Erlöse der Energiewirtschaft. 

Aus diesem Grund empfehlen die Studienersteller die Einführung eines Kapazitätsmechanismus , um die Versorgungssicherheit in Österreich ergänzend zum bestehenden Energiemarkt abzusichern. 

Kapazitätsmechanismen sind Finanzierungsvehikel, welche die Bereitstellung von Kapazitäten zur Versorgungssicherheit, unabhängig von der tatsächlich eingespeisten Strommenge, vergüten. Sie schaffen zusätzliche Erlösströme – für die reine Bereitstellung von Kapazitäten beziehungsweise Leistung. Die dadurch angereizten Investitionen in flexible Erzeugungsleistung können teure Versorgungsausfälle sowie extreme Preisspitzen reduzieren.  Ihr Zweck besteht darin, sicherzustellen, dass auch in einer von volatileren Erzeugungsanlagen geprägten dekarbonisierten Welt, der Strombedarf zu jeder Zeit gedeckt werden kann.  

Dabei erhalten Stromerzeuger und Kapazitätsanbieter für die Bereitstellung von Erzeugungskapazitäten und Lastflexibilitäten eine zusätzliche Vergütung neben den Einnahmen aus dem Stromverkauf. Erfolgt der Zuschlag, sind diese Kapazitätsanbieter auch verpflichtet in neue Kapazitäten zu investieren oder bestehende aufrechtzuerhalten. Kapazitätsmechanismen unterstützen lediglich Kapazitäten, die über das hinausgehen, was der Markt ohnehin bereitstellen würde, jedoch für die Versorgungssicherheit unabdinglich ist. 

Um die Empfehlung für den österreichischen Markt abgeben zu können, haben die Studienersteller unterschiedliche Kapazitätsmechanismen im Vergleich zu einem Energy-Only-Markt anhand der Kriterien Effizienz, Effektivität, Transparenz, Komplexität und Marktwirkung untersucht. Letztlich wurde der kombinierte Kapazitätsmarkt als optimales Modell für den österreichischen Strommarkt identifiziert.  

Der kombinierte Kapazitätsmarkt führt die Elemente eines dezentralen und zentralen Marktes zusammen. Neben der ausgeglichenen Energiemengenbilanz sind die Bilanzgruppenverantwortlichen im dezentralen Element auch für eine Deckung der Last ihrer Kunden mit Kapazitätszertifikaten verantwortlich. Dabei können Kraftwerksbetreiber ihre zertifizierten Kapazitäten auf dem Markt für eine Leistungsvergütung anbieten. Ergänzend kommt eine zentrale Ausschreibung für Neuanlagen hinzu, welche über einen zentralen Akteur wie zum Beispiel einen Übertragungsnetzbetreiber festgelegt wird. Charakteristisch hierfür sind Langfristverträge, welche insbesondere den Bau von kapitalintensiven Neuanlagen inzentiveren. Die erhaltenen Zertifikate für die zu errichtenden Anlagen werden über die Jahre wieder an die zentrale Stelle abgetreten, welche diese im dezentralen Markt vermarktet. 

Neu im kombinierten Modell ist, dass die Differenzkosten zwischen den Kapazitätszahlungen für den zentralen Markt und den Einnahmen aus Zertifikaten, Abschöpfungen und möglichen Pönalen auf der anderen Seite, ein Kostenausgleich durch ein Verrechnungskonto stattfindet. Durch diese Differenzkosten ist der Kostenaufwand eines kombinierten Marktes im Vergleich zu einem zentralen Kapazitätsmarkt geringer.  

Hier aufgeschlüsselt sind nochmal die Rollen der verschiedenen Marktteilnehmer:  

Übertragungsnetzbetreiber/Staat:  

Bilanzgruppenverantwortliche: 

Der kombinierte Kapazitätsmarkt führt zudem durch die Bereitstellung von zusätzlichen Kapazitäten auch zu einer Vermeidung von extremen Preisausschlägen, da Zeiten hoher Nachfrage auch auf höhere Versorgung treffen. Dies wirkt sich stabilisierend auf die Strompreise aus, was insgesamt die finanziellen Belastungen für Endkunden, die sonst durch hohe Spitzenpreise am Energiemarkt entstehen könnten, reduzieren. Auch Kosten einer Unterversorgung können durch die effektive Reduktion der Eintrittswahrscheinlichkeit durch einen kombinierten Kapazitätsmarkt vermieden werden. Zudem ist die Vermeidung von Redispatch prinzipiell durch regionale Kriterien im Kombinierten Kapazitätsmarkt adressierbar, was wiederum kostensenkend wirken kann. 

Neben der besseren Planbarkeit birgt der kombinierte Markt somit auch ein geringeres finanzielles Risiko für Verbraucher*innen und Unternehmen. 

Neben der Hauptstudie des Fraunhofer ISI beleuchten zwei begleitende Studien zentrale Aspekte zur Wirtschaftlichkeit und Dekarbonisierung im Kontext von Kapazitätsmechanismen.  

Die Wirtschaftsuniversität Wien analysierte unter der Leitung von Prof. Dr. Werner H. Hoffmann und Dr. Alexander Engelmann die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Investitionen in klimafreundliche, flexible Kapazitäten. Auf Basis quantitativer Analysen und qualitativer Interviews wurde deutlich: Die aktuellen politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen schaffen erhebliche Unsicherheiten für dringend benötigte Neuinvestitionen. Laut Modellrechnungen müssten neue, klimafreundliche Kraftwerke - beispielsweise wasserstoffbetriebene Anlagen - Erlöse erzielen, die deutlich über den historischen Strompreisen liegen. Ein technologieoffener Kapazitätsmechanismus könne hier laut Einschätzung der Befragten Abhilfe schaffen. 

Die Österreichische Energieagentur (AEA) wiederum untersuchte unter der Leitung von Christian Furtwängler, Msc., die technologischen Anforderungen an ein dekarbonisiertes Energiesystem. Im Rahmen der Studie wurde eine Technologiematrix entwickelt, die zeigt: Ein Stromsystem, das sowohl versorgungssicher als auch klimaneutral ist, ist technisch realisierbar. Dafür stehen ausreichend verlässliche, flexible und klimaschonende Technologien zur Verfügung. Die Studienersteller schlussfolgern zudem, dass die richtige Parameterauswahl bei der Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen die Kompatibilität mit dem österreichischen Dekarbonisierungspfad gewährleisten kann. 

Neben den vielen bereits bestehenden Kapazitätsmechanismen stellt sich die Frage, warum ein kombiniertes Modell vorteilhaft gegenüber anderen Ausgestaltungen ist. Während die Kombination zwar eine etwas komplexeren Umsetzung durch die Kalibrierung beider Elemente aufweist, bringt die Vereinigung viele Vorteile mit sich. Einerseits ist durch die Vergabe von Langfristverträgen die Stabilität von Erlösen gewährleistet, sodass Planungssicherheit für den Neubau von benötigten steuerbaren Kapazitäten herrscht. Andererseits wird durch die Integration des dezentralen Elements, die Technologie- und Innovationsoffenheit sowie Regionalität des Systems gefördert. Das dezentrale Element erlaubt durch regionales Wissen die Anpassung auf zukünftige Entwicklungen des Energiesystems zielgerichtet vorzunehmen. Zudem besteht ein hoher Anreiz für den BGV für Lastflexibilität und die Einbindung von Speichern, um die Kosten gering zu halten.

Gemäß der EU-Strombinnenmarkt-Verordnung kann ein Kapazitätsmarkt eingeführt werden, wenn „Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen“ zur Gewährleistung eines (national selbst gewählten) Zuverlässigkeitsstandards bestehen. Sollte ein Problem der Ressourcenadäquanz durch nationale Berechnungen festgestellt werden, kann ein Kapazitätsmarkt eingeführt werden.  

Kann das Ressourcenproblem allein durch die Vermeidung von Stilllegung im bestehenden Kraftwerkspark gelöst werden, startet lediglich der dezentrale Markt. Sollte ein Neubaubedarf festgestellt werden, kommt auch das zentrale Element zu tragen. Dabei starten beide Elemente zeitlich versetzt voneinander. Während das zentrale Element in diesem Vorschlag acht Jahre vor der Lieferperiode ausgeschrieben wird, startet der dezentrale Markt frühestens vier Jahre vor Lieferzeitpunkt. Ab dann findet parallel zu den jährlichen Auktionen ein kontinuierlicher bilateraler Zertifikatehandel zwischen zertifizierten Kapazitätsanbietern und Bilanzgruppenverantwortlichen statt, der bis zur Erfüllungskontrolle im Jahr nach Lieferzeitpunkt reicht. Somit ist ein Nachhandel vorgesehen, der den Bilanzgruppenverantwortlichen auch noch nach Abschluss der Lieferperiode ermöglicht, die Anzahl der erworbenen Zertifikate an den jeweiligen Bedarf anzupassen und somit Strafzahlungen für Nicht-Verfügbarkeit zu vermeiden. Die Prognose der Ressourcenadäquanz findet jährlich statt und stellt so kontinuierlich den Bedarf fest. Sollte in einzelnen Jahren kein Bedarf an Neuanlagen festgestellt werden, entfallen die Ausschreibungen und damit das zentrale Segment für die entsprechende Lieferperiode. Das dezentrale Segment KKM-D bleibt aber über den gesamten genehmigten Zeitraum bestehen. 

Insgesamt schließen die Studienersteller ab, dass der kombinierte Markt die Vorteile des dezentralen sowie des zentralen Marktes vereint. Das dezentrale Marktsegment (KKM-D) zeichnet sich durch Technologie- und Innovationsoffenheit aus. Es bietet hohe Anreize zur Lastflexibilität. Ergänzend dazu ermöglicht das zentrale Marktsegment (KKM-Z) langfristige Verträge für die Kapazitätsvergütung von Neubauten, was hohe Planungs- und Investitionssicherheit für die Kapazitätsanbieter gewährleistet. Damit wird der Hauptkritikpunkt am dezentralen Kapazitätsmarkt, der kurzfristige Planungshorizont, adressiert. Der kombinierte Kapazitätsmarkt sorgt für eine gegenseitige Absicherung der beiden Segmente. Bei einer Fehleinschätzung des Neubaubedarfs kann der KKM-D Anreize durch Preisanstiege aufgrund von Zertifikateknappheit setzen. Ein Preisanstieg im KKM-D kann potenziell Investitionen anregen, insbesondere bei risikofreudigeren Investoren und Technologien mit kürzeren Refinanzierungszyklen wie z. B. Lastmanagement und Batteriespeicher. Falls jedoch Investitionen ausbleiben, bleibt die Nachjustierung über das zentrale Segment als Möglichkeit bestehen. Diese gegenseitige Kontrolle der beiden Marktsegmente bietet Schutz vor Überdimensionierung und hilft, die Kosten zu begrenzen, auch wenn die Kombination der beiden Segmente die Komplexität des Mechanismus erhöht. Einmal eingerichtet, ermöglicht dieser Mechanismus im Bedarfsfall einen flexiblen Zugang zu den unterschiedlichen Marktsegmenten, entsprechend der jährlichen Analyse der Angemessenheit der Ressourcen.