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Im liberalisierten Strommarkt kann die Verantwortung für die langfristige Versorgungssicherheit nicht an einzelne Akteure delegiert werden. Verantwortlich ist der Markt als Ganzes. Sollte längerfristig ein Versorgungsengpass drohen, braucht es eine Diskussion über das richtige Marktdesign.

Vor der Marktöffnung und der Entflechtung des Übertragungsnetzes waren Rollen und Verantwortlichkeiten hinsichtlich der Versorgungssicherheit unbestritten – sie lagen beim Monopolisten. Doch wer trägt im liberalisierten Markt die Verantwortung? Seit dem befürchteten Stromversorgungsengpass im vergangenen Winter wird diese Frage kontrovers diskutiert. Die Beantwortung verlangt vorab nach einer Definition des Begriffs Versorgungssicherheit. Doch das Gesetz bleibt vage. Zwar erwähnt das StromVG den Begriff und widmet ihm ein Kapitel, doch eine Definition fehlt. Dasselbe gilt für die StromVV. In einer vom BFE 2003 in Auftrag gegebenen Studie «Versorgungssicherheit im Bereich der Elektrizität» findet sich Folgendes: «Die Versorgungssicherheit ist gewährleistet, wenn jederzeit die gewünschte Menge an Energie mit der erforderlichen Qualität im gesamten Stromnetz zu angemessenen Preisen erhältlich ist.» Die Definition bleibt jedoch so global, dass sich daraus noch keine Verantwortlichkeiten ableiten lassen.

Versorgungssicherheit durch System Security und System Adequacy

Nötig ist daher eine zusätzliche Aufschlüsselung des Begriffs. Eine solche wurde beispielsweise bereits in den 1980er Jahren von CIGRE (International Council on Large Electric Systems) vorgenommen. Danach weist die Versorgungssicherheit (Security of Supply) zwei Dimensionen auf, nämlich kurzfristig die System Security und langfristig die System Adequacy. Damit lassen sich die Besonderheiten des Strommarktes treffend abbilden. Denn kurzfristig verlangt eine stabile Versorgung einen permanenten physischen Ausgleich von Angebot und Nachfrage. Strommärkte lassen keine Lager oder Warteschlangen zu, die Abweichungen ausgleichen können. Solche Abweichungen können durch unvorhergesehene Kraftwerks- oder Leitungsausfälle oder durch falsch prognostizierte Last oder Produktion entstehen. System Security adressiert daher die (real-time) Aufrechterhaltung der Stabilität des Systems – ENTSO-E bezeichnet dies auch als Operational Security. Die Verantwortung für die System Security liegt im Wesentlichen zentral beim Übertragungsnetzbetreiber. Als sogenannter Transmission System Operator (TSO) ist er nicht nur für den Netzbetrieb, sondern auch für die Systemdienste und die damit verbundene Beschaffung und Vorhaltung von Reserveleistung zuständig.

Im Gegensatz dazu geht es bei der System Adequacy um die langfristige Versorgungssicherheit im Sinne eines ausreichenden Kraftwerksangebots zur Deckung der maximalen Nachfrage. Die System Adequcy weist wiederum zwei Dimensionen auf.

  • Generation Adequacy: Ausreichende Verfügbarkeit von Kraftwerkskapazitäten
  • Transmission Adequacy: Importmöglichkeiten als Alternative zur Inlandproduktion

Weil Netze und Produktion sowohl komplementär als auch Substitute sind, lässt sich dabei keine scharfe Trennung bei den Verantwortlichkeiten vornehmen: Langfristige Versorgungssicherheit setzt sowohl Netze als auch Kraftwerke voraus. Wie das Verhältnis zwischen Inlandproduktion und Importen längerfristig ist, hängt von zahlreichen Parametern ab, z.B. relative Produktionskosten, grenzüberschreitende Netze, regulatorischer Rahmen oder politische Strategien.

Abbildung: Dimensionen der Versorgungssicherheit

Trittbrettfahrerproblem bei der Generation Adequacy

Im liberalisierten Markt ist es Sache des Preismechanismus, Anreize für den Bau und Betrieb von Kraftwerken zu vermitteln. Einzelne Marktakteure in die Pflicht zu nehmen, für ausreichend Kraftwerke im Sinne der Generation Adequacy zu sorgen – beispielsweise indem Bilanzgruppen, Lieferanten oder Kraftwerksbetreiber dazu angehalten sind, den Verbrauch nötigenfalls mit zusätzlichen physischen Kapazitäten abzusichern – ist weder in der Gesetzgebung explizit vorgesehen noch ökonomisch sinnvoll:

Erstens wäre eine solche dezentral organisierte Kraftwerksreserve äusserst ineffizient. Falls sich jeder Marktteilnehmer für seine individuellen Extremsituationen absichert, werden insgesamt zu viele Reserven vorgehalten. Synergiepotenziale bleiben dann ungenutzt. Genau aus diesem Grund wird auch im liberalisierten Markt die kurzfristige Reserve – die sogenannte Regelleistung – zentral durch den TSO beschafft und bei Bedarf abgerufen.

Zweitens besteht ein Trittbrettfahrerproblem. Weil sämtliche an einem Netz angeschlossenen Verbraucher dieselbe Versorgungssicherheit haben, profitieren sie gleichermassen von Investitionen in die Versorgungssicherheit. Würden tatsächlich alle Akteure eigene Kraftwerksreserven vorhalten, um sich gegen Knappheit im Markt zu wappnen, würden Versorgungsengpässe extrem unwahrscheinlich. Gerade dann wäre es für einen einzelnen Akteur attraktiv, auf die Beschaffung solcher (teurer) Reserven zu verzichten, um sich gegenüber den Konkurrenten besserzustellen. Im Gleichgewicht investiert niemand in diese Absicherung.

Marktdesign statt Monopol

Wegen des Trittbrettfahrerproblems kann die Versorgungssicherheit als eine Art öffentliches Gut verstanden werden. Auch deshalb gibt es verbreitet Zweifel daran, dass der Markt fähig ist, für Generation Adequacy zu sorgen. Einige wünschen sich darum die «gute alte Welt» der Monopole zurück, schliesslich gab es dort keine Koordinationsprobleme, die Verantwortung war bei einem Akteur zentralisiert. Ein solcher Rückschritt ist aber weder nötig noch sinnvoll. Langjährige internationale Erfahrungen zeigen, dass es in liberalisierten Strommärkten sowohl positive Wohlfahrtseffekte durch Wettbewerb als auch nachhaltige Versorgungssicherheit geben kann.

Entscheidend dafür ist das richtige institutionelle Setting, also die Ausgestaltung des Marktes. Die Diskussion um die Investitionsanreize für hinreichende Kraftwerkskapazitäten ist nicht neu. Bereits bei den ersten Marktöffnungen in den 1990er Jahren wurden unterschiedliche Marktdesigns angewendet. Vor allem in den USA wurden komplementär sogenannte Kapazitätsmärkte installiert. Diese stellen nichts anderes als eine Korrektur des oben beschriebenen Trittbrettfahrerproblems dar, etwa indem sie sämtliche Versorger zwingen, langfristig ausreichende Kraftwerkskapazität zu kontrahieren. Mit wachsender erneuerbarer Produktion hat diese Diskussion auch Europa erfasst. Aufgrund der engen Integration in den europäischen Strommarkt wird sich auch die Schweiz mit dem Thema Marktdesign auseinandersetzen müssen. Das ist in jedem Fall zielführender, als das Herumreichen der formellen Verantwortung.

Urs Meister

Urs Meister

Leiter Regulierungsmanagement Urs Meister ist verantwortlich für das Regulierungsmanagement und die Marktanalyse bei der BKW. Dabei werden die Auswirkungen veränderter regulatorischer Rahmenbedingungen in der Schweiz und in Europa auf die Märkte und die langfristigen Preisentwicklungen analysiert sowie die Chancen und Risiken für die BKW abgeleitet.