Die Einführung sogenannter Kapazitätsmärkte würde den Betreibern von konventionellen Anlagen Erträge für die blosse Bereitstellung von Kraftwerken bescheren. Wasserkraftwerke würden aber nur beschränkt von solchen Mechanismen profitieren, für Pumpspeicherwerke könnte die Rechnung sogar negativ sein. Das neue Diskussionspapier «Keine Energiewende im Alleingang» analysiert die Auswirkungen einer parallelen Förderung von erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken in Europa.

Die wachsende Subventionierung erneuerbarer Energien in Europa verzerrt die Strommärkte und stellt die Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke immer mehr in Frage. Verschiedene Länder erwägen daher die Einführung sogenannter Kapazitätsmärkte, die eine separate Abgeltung für die blosse Bereitstellung von Back-up-Kraftwerken vorsehen. Auch in der Schweiz werden seit kurzem derartige Marktdesign-Veränderungen diskutiert. Der eine oder anderer Vertreter aus der Strombranche mag frohlocken, dass nun unwirtschaftliche bestehende oder noch im Bau befindliche Kraftwerke im Nachhinein subventioniert werden. Doch dafür wurden Kapazitätsmärkte (oder allgemeiner Kapazitätsmechanismen) nicht kreiert.

Die Subventionierung erneuerbarer Energien in Europa stellt die Wirtschaftlichkeit von konventionellen Kraftwerken in Frage.

Die Subventionierung erneuerbarer Energien in Europa stellt die Wirtschaftlichkeit von konventionellen Kraftwerken in Frage.

In einigen Ländern fanden unterschiedliche Formen von Kapazitätsmechanismen bereits in den 1990er Jahren während einer frühen Phase der Marktliberalisierung Anwendung. Motiviert war ihre Einführung durch das sogenannte «Missing Money Problem». Danach bestehen vor allem im Bereich der Spitzenlast beschränkte Investitionsanreize. Kraftwerke, die ausschliesslich Nachfragespitzen abdecken, kommen nicht nur relativ selten zum Einsatz, sondern profitieren auch nicht von Preisen, die deutlich über ihren Grenzkosten liegen – jedenfalls wenn hinreichend Kraftwerke zur Verfügung stehen. Die wachsende Einspeisung von subventionierten erneuerbaren Energien verschärft das Missing Money Problem: Die Spitzenlastkraftwerke kommen noch weniger häufig zum Einsatz, die Investitionsrisiken steigen an. Dennoch ist ihre Existenz im Sinne eines Back up während hoher Nachfrage und geringer Produktion von Wind und Photovoltaik notwendig.

Zusätzliche Erträge über Kapazitätsmechanismen (administrative Kapazitätszahlungen, strategische Reserve, Kapazitätsverpflichtungen) können daher bei den Kraftwerksbetreibern für mehr Investitionssicherheit sorgen und die Bereitstellung von Spitzenlastkraftwerken fördern. Die Verbraucher profitieren umgekehrt von grösserer Versorgungssicherheit, da auch während Nachfragespitzen ausreichend Kraftwerkskapazitäten vorhanden sind. Gleichzeitig werden sie gegen besonders hohe Preise im Energiegrosshandel abgesichert. Solche Preisausschläge, die während Nachfragespitzen resultieren, würden sich an den potenziell hohen Kosten von Versorgungsunterbrüchen orientieren. Knappheitspreise sind das Resultat des Zusammentreffens von unelastischer Nachfrage und des begrenzten Kraftwerksangebots. Kapazitätsmechanismen reduzieren die Preisausschläge, im Extremfall wirken sie als direkte Preisbegrenzung nach oben. Häufig erlässt zudem ein Regulator parallel zur Einführung eines Kapazitätsmarktes eine Preisbegrenzung, damit Kraftwerksbetreiber nicht doppelt profitieren – etwa durch strategische Zurückhaltung von Kraftwerkskapazitäten.

Kein Preis bei Kraftwerksüberangebot

Um herauszufinden, wie sich Kapazitätsmärkte auf die Erträge einzelner Stromproduzenten auswirken, gilt es grundsätzliche Überlegungen zu berücksichtigen. Erstens sind Kapazitätsmärkte kein Substitut, sondern ein Komplement für den Energiehandel an der Strombörse. Das heisst, einen Grossteil ihres Ertrages generieren die Kraftwerke weiterhin über den Verkauf der Energie im Grosshandel. Zweitens sollte ein marktnaher Kapazitätsmechanismus bei einem Kraftwerksüberangebot – wie dies im Moment in Europa der Fall ist – keinen positiven Preis für die Bereitstellung von Kraftwerken generieren. Drittens sollten sich allfällige Zusatzerträge aus einem Kapazitätsmechanismus an den fehlenden Deckungsbeiträgen der selten eingesetzten Spitzenlastkraftwerke orientieren. Üblicherweise sind dies Kraftwerke mit tiefen fixen und hohen variablen Kosten – z.B. Gasturbinenkraftwerke. Kraftwerke mit einem hohen Investitionsanteil eignen sich dagegen aus ökonomischer Sicht nicht als blosse Back-up-Technologie. Ihre Kosten würden unabhängig von ihrem (seltenen) Einsatz anfallen – eine explizite Förderung wäre ausgesprochen teuer. Viertens werden allfällige Zahlungen aus den Kapazitätsmechanismen häufig an die tatsächliche Verfügbarkeit oder Produktion gebunden. Damit soll sichergestellt werden, dass nur jene Kraftwerke profitieren, die während den potenziellen Knappheitssituationen am Netz sind und über eine gewisse Dauer produzieren können.

Begrenzter Nutzen für die Wasserkraft

Für die Betreiber von (Schweizer) Wasserkraftwerken sind dies nicht in jedem Fall die besten Voraussetzungen. Erstens dürfte das Kraftwerksüberangebot in Europa noch eine Weile anhalten. Kapazitätsmechanismen werden in den nächsten fünf Jahren wohl kaum signifikante Ertragsmöglichkeiten schaffen. Zweitens sind die Kosten von Wasserkraftwerken durch hohe fixe Investitionskosten geprägt. Anhaltend tiefe Preise für Gas, Kohle und CO2-Zertifikate schmälern weiterhin das Ertragspotenzial der Wasserkraft im herkömmlichen Energiemarkt. Drittens wird der Wert der Wasserkraft auf den Kapazitätsmärkten durch ihre begrenzte Verfügbarkeit im Winter eingeschränkt. Mittelfristig dürften in Europa (inklusive Schweiz) vor allem während kalten Wintermonaten und zeitgleichen Perioden mit wenig Wind Knappheitssituationen auftreten. Kapazitätsmechanismen werden diesen Umstand adressieren und vor allem jene Kraftwerke fördern, die zur Entlastung beitragen können. Profitieren würden eher fossil betriebene Anlagen als Wasserkraftwerke.

Während Wasserkraftwerke ganz allgemein nur beschränkt von Kapazitätsmechanismen profitieren, könnten Pumpspeicherwerke im Speziellen sogar negativ betroffen sein. Ihre Wirtschaftlichkeit bemisst sich weniger an der absoluten Höhe der Marktpreise, sondern hat vor allem mit den Preisvolatilitäten bzw. den Preisunterschieden zwischen Grund- und Spitzenlast zu tun. Kapazitätsmärkte tendieren jedoch dazu, Preisvolatilität aus dem Energiemarkt zu nehmen, indem sie Knappheitspreise während Nachfragespitzen verhindern. Die Einführung einer parallelen, expliziten Preisobergrenzenregulierung würde die Ertragssituation von Pumpspeichern zusätzlich schwächen. Allgemein gilt, dass Kapazitätsmechanismen Investitionsanreize in Speichertechnologien und die Flexibilisierung der Nachfrage schwächen. Wie andere Kraftwerke auch könnten Pumpspeicherwerke umgekehrt von allfälligen Zahlungen aus den Kapazitätsmechanismen profitieren. Dabei aber müsste ihre tatsächliche Verfügbarkeit berücksichtigt werden. Vor allem Pumpspeicherwerke mit geringem Speichervolumen könnten wohl nur einen Teil ihrer maximalen Leistung im Rahmen eines Kapazitätsmarktes anbieten. Schliesslich wären sie nicht fähig, ihre volle Erzeugungskapazität während mehrerer Tage oder gar Wochen aufrechtzuerhalten. Pumpspeicherwerke werden daher wohl auch in Zukunft eher vom Angebot im Regelleistungsmarkt profitieren als von allfälligen Zahlungen aus einem Kapazitätsmarkt – ein solcher könnte sich netto sogar negativ auf die Erträge auswirken.