Das Erzeugungsportfolio für Strom wird sich in Deutschland mittel- bis langfristig stark verändern. Zum einen ist es das Ziel der deutschen Energiepolitik, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung kontinuierlich zu steigern. Zum anderen wird ein großer Anteil der derzeit installierten fossil befeuerten Kraftwerke in den nächsten zehn Jahren vom Netz gehen. Dies liegt sowohl am Ausstieg aus der Kernenergie bis zum Jahr 2022 als auch an der Lebensdauer der Grund- und Mittellastkraftwerke, die bereits zu Zeiten vor der Liberalisierung des Strommarktes 1998 errichtet wurden. Vor diesem Hintergrund kommt aktuell immer wieder die Frage auf, ob zukünftig ausreichend konventionelle Kraftwerksleistung zur Verfügung steht, um die volatile Einspeisung aus erneuerbare-Energien-Anlagen auszugleichen und somit die Versorgungssicherheit in Deutschland aufrecht erhalten zu können. Häufig wird angezweifelt, dass aufgrund des bestehenden Strommarktdesigns genügend Investitionsanreize für den Bau von fossilen flexiblen Kraftwerken zur Verfügung stehen. Aus diesem Grund wird vermehrt diskutiert, ob zusätzlich zu der verkauften Menge an Strom die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten vergütet werden sollte. Diese Idee könnte mit Hilfe eines Kapazitätsmarktes umgesetzt werden. Ein solcher ist bereits in einigen Ländern weltweit etabliert. Im Rahmen dieses Buches wird das Modell der Kapazitätsmärkte mit seinen verschiedenen Ausgestaltungsformen vorgestellt und analysiert, um anschließend eine Bewertung für die Einführung eines solchen Marktmodells in Deutschland vorzunehmen.

Textprobe: Kapitel 3.2, Generelle Ausgestaltungsdimensionen eines Kapazitätsmarktes: 3.2.1, Umfang des Marktes: Die Einführung eines Kapazitätsmarktes kann sich entweder auf alle im Strommarkt verfügbaren Kraftwerkskapazitäten beziehen oder sich auf einen Teil von ihnen beschränken. Partizipieren alle Kraftwerke von den Regelungen, wird dieses Modell auch als Kapazitätsmarkt bezeichnet, wohingegen von einem selektiven Kapazitätsmechanismus die Rede ist, wenn nur Teilbereiche des Marktes berücksichtigt werden. Ein selektiver Kapazitätsmechanismus kann den gesamten Markt auf verschiedene Weise separieren. So ist es möglich, dass eine Unterteilung der Kraftwerke nach Alter (Neu- und Bestandsanlagen) oder technischen Gegebenheiten (z.B. Grund-, Mittel-, und Spitzenlastkraftwerke) vorgenommen wird oder eine räumliche Unterteilung des Marktes erfolgt (z.B. in nördliches und südliches Gebiet). 3.2.2, Gestaltung des Marktes: Produktdesign: Die Einführung eines Kapazitätsmarktes soll eine angemessene Versorgungssicherheit gewährleisten. Aus diesem Grund handelt es sich bei dem Produkt, das am Kapazitätsmarkt gehandelt wird, um gesicherte Energie, also die gesicherte Fähigkeit, physische Energie zu Knappheitszeiten liefern zu können. Dieses Produkt kann auf unterschiedliche Weisen bereitgestellt werden. So können beispielsweise direkte Kapazitätszahlungen vorgenommen oder mit Kapazitätsoptionen gehandelt werden. Preis- oder Mengensteuerung: Auf einem Kapazitätsmarkt erfolgt die Markträumung nicht nach den freien Marktgesetzen, sondern indem von einer zentralen Stelle entweder der Preis oder die Quantität der zu handelnden Kraftwerkskapazitäten festgelegt wird. Daher werden preis- und mengenbasierte Kapazitätsmodelle unterschieden. Bei einem preisbasierten Modell erhalten Anlagenbetreiber einen rein finanziellen Anreiz für die Bereitstellung von Kapazität. Ein Preis für die Kapazitätszahlungen wird vorgegeben und die Kraftwerksbetreiber bestimmen auf dessen Basis die am Markt verfügbare Kapazität. Bei einem mengenbasierten Modell hingegen wird der Gesamtbedarf an Erzeugungskapazitäten bestimmt und der Preis für die Bereitstellung dieser Kapazitäten wird von den Marktteilnehmern im Rahmen eines Bieterverfahrens festgelegt. Eine Kombination von Elementen dieser beiden Ansätze ist ebenfalls möglich. Zentrales oder dezentrales Clearing: Es ist zu unterscheiden, ob die Marktprozesse auf bilateraler Ebene oder über eine zentrale Clearingstelle, wie z.B. Ausschreibungen oder Auktionen, erfolgen. Ist letzteres der Fall, müssen die Bedingungen des Auktionsverfahrens festgelegt werden. So sind beispielsweise die Häufigkeit der Durchführung von Auktionen, Auktionsregeln, Anzahl der Auktionsrunden, Verfahren zur Bildung des Auktionspreises oder der Auktionsmenge zu definieren. Hierfür bestehen vielfältige Möglichkeiten. Die Ausgestaltung der Auktion spielt eine wichtige Rolle, da diese für den Erfolg des Kapazitätsmodells von großer Bedeutung ist. Zeitliche Ausgestaltung der Verträge: Es ist eine vertragliche Fixierung der Vorlaufzeit und der Vertragslaufzeit der Erlöse des Kapazitätsmodells erforderlich. Eine Differenzierung zwischen Bestands- und Neuanlagen ist hierbei sinnvoll. Die Vorlaufzeit gibt die Zeitspanne zwischen Ende des Auktionsverfahrens und Beginn der Bereitstellung der Kapazität an. Diese umfasst für Neuanlagen meist mehrere Jahre, um zu gewährleisten, dass die Projekte bis zum Vertragsbeginn realisiert werden können. Für Bestandsanlagen ist diese hingegen in der Regel nur einige Monate lang. Die Vertragslaufzeit sollte ebenfalls für Neuanlagen längerfristig ausgerichtet sein, um das Investitionsrisiko durch planbare Erlöse zu reduzieren. Für Bestandsanlagen sind kurze Vertragslaufzeiten (z.B. eine Saison oder ein Jahr) meist vorteilhafter, weil sie anschließend ggf. abgeschaltet werden. Weitere Ausgestaltungselemente: Es muss bei dem Design eines Kapazitätsmarktes festgelegt werden, wie die Nachfragefunktion nach dem Kapazitätsprodukt bestimmt werden soll. Dies ist kompliziert, für den Erfolg aber entscheidend. Je konkreter die Spitzennachfrage nach Strom und somit auch nach den notwendigen Kapazitäten prognostiziert werden kann, desto stärker wird das Instrument als effektiv angesehen. Darüber hinaus ist zu klären, ob eine zweite Marktstufe zum Sekundärhandel, zur Integration eines Demand-Side-Management-Systems (DSM), oder zur Implementierung von Maßnahmen zur Verlängerung der technischen Laufzeit von Bestandsanlagen Bestandteil des Marktes sein soll, um dessen Flexibilität zu erhöhen.

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Sonja Schwarze, B.A., wurde 1987 in Werl geboren. Ihr berufsbegleitendes Studium der Betriebswirtschaft an der FOM Hochschule für Oekonomie & Management in Essen schloss die Autorin im Jahre 2012 mit dem akademischen Grad des Bachelor of Arts erfolgreich ab. Während dieses Studiums sammelte sie durch die Tätigkeit als Trainee umfassende praktische Erfahrungen in der Energiewirtschaft. Diese konnte sie in einem Seminar an der Gubkin Russian State University of Oil and Gas in Moskau theoretisch erweitern. Zur Vertiefung ihrer wissenschaftlichen Kenntnisse begann die Autorin im April 2012 das Masterstudium General Management an der Universität Witten/Herdecke.