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Die tiefen Strompreise, die Abschaltung von Kernkraftwerken, der wachsende Reinvestitionsbedarf bei der Wasserkraft und die zunehmend unsichere Exportfähigkeit der Nachbarländer stellen für die Schweizer Stromversorgungssicherheit eine wachsende Herausforderung dar. Ein Kapazitätsmarkt würde gezielt Investitionsanreize schaffen und eine Grundlage für die kurz- und langfristige Versorgungsstabilität bilden.

Im Rahmen des ersten Massnahmenpakets der Energiestrategie 2050 werden Grundlagen für den Ausbau erneuerbarer Energien, für Energieeffizienzziele und die Erreichung klimapolitischer Ziele geschaffen. Die Politik hat darin mitunter verschiedene Massnahmen zur Unterstützung der Wasserkraft definiert. Das Markprämienmodell ermöglicht Wasserkraftwerken, die ihren Strom unter Gestehungskosten verkaufen, einen finanziellen Zuschuss. Weitere Massnahmen der Energiestrategie 2050 die einen – wenn auch beschränkten – Beitrag an den Erhalt sowie den Ausbau der Wasserkraft leisten, stellen die Investitionsbeiträge und die Einspeisevergütung dar. Die Massnahmen sind jedoch zeitlich befristet und stellen keine oder nur geringe Reinvestitionen als Beitrag zur Versorgungssicherheit sicher.

Bisher fehlt ein Konzept für die Versorgungssicherheit in der Energiestrategie 2050, obschon für die Schweiz sowohl kurz- als auch längerfristig bedeutende Herausforderungen bestehen. In einer kurzfristigen Optik geht es v.a. um die Verfügbarkeit von Speichern. Im freien Markt werden diese – zurecht – dann zur Stromproduktion genutzt, wenn die Preise hoch sind.  Hohe Preise in den frühen Wintermonaten können daher dazu führen, dass gegen Ende des Winters die Speicher geleert sind und potenziell kritische Versorgungssituationen entstehen. Das Verhalten der Betreiber ist rational: Sie realisieren den höchstmöglichen Ertrag am Markt. Für das Vorhalten von Produktionskapazität für mögliche Knappheitssituationen, werden die Betreiber (ausserhalb der Systemdienstleistungen) bislang nicht honoriert. Vor dem Hintergrund der tiefen Strommarktpreise stellt sich längerfristig vor allem die Frage, wie der wachsende Reinvestitionsbedarf in der Wasserkraft aber auch der Ersatz der Kernkraft finanziert werden können. Denn auf sichere Importe kann sich die Schweiz nicht verlassen. Auch in den Nachbarländern drohen in den Wintermonaten vermehrt Versorgungsengpässe. Mit dem schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland und der weiteren Ausserbetriebnahme von Kohlekraftwerken, wird sich diese Situation schon ab den frühen 2020er Jahren akzentuieren.

Wie die Versorgungssicherheit langfristig gesichert werden kann und wie künftige Marktmodelle in der Energie- und Stromversorgung ausgestaltet sein müssen, wird deshalb zum Gegenstand einer intensiven politischen Debatte. Das Bundesamt für Energie wurde von der Politik beauftragt, in einer «Auslegeordnung Strommarkt nach 2020» mögliche neue Strommarktmodelle zu beschreiben. Die BKW begrüsst die Diskussionen um das richtige Strommarktdesign. Im Kontext der dargestellten Herausforderungen sollte ein künftiges Marktmodell v.a. den Aspekt der Versorgungssicherheit im Winterhalbjahr berücksichtigen. Konkret lassen sich nach Ansicht der BKW sechs zentrale Anforderungen ableiten:

  • Für eine langfristige Versorgungssicherheit sind effektive (Re-)Investitionsanreize für den Erhalt der Wasserkraft und den Ersatz wegfallender Kernkraftwerke nötig.
  • Die kurzfristige Versorgungssicherheit (System Security) sollte durch komplementäre Anreize zur Produktions- bzw. Speicherverfügbarkeit gegen Ende Winter stimuliert werden.
  • Um Ineffizienz und Mitnahmeeffekte zu verhindern, sollte die Ermittlung und Zuweisung von Auszahlungen auf Basis eines marktlichen Mechanismus
  • Eine minimale Investitionssicherheit setzt voraus, das Modell kompatibel mit dem EU-Binnenmarkt ist und im Rahmen eines bilateralen Stromabkommens weitergeführt werden kann.
  • Das Modell muss fähig sein, Kraftwerke mit wenig Produktion aber einer Versicherungsleistung für das System zu finanzieren (Back-up-Kraftwerke).
  • Ausserdem sollte sich das Modell dynamisch an veränderte Marktbedingungen anpassen – steigen die (erwarteten) Strompreise, sollten die Auszahlungen automatisch sinken.

 

Urs Meister

 

 

 

 

Urs Meister, Leiter Konzernregulierung bei der BKW, ist überzeugt: „Seitens BKW sehen wir erhebliche Vorteile eines Kombinationsmodells, das technologieneutral ist und flexibel auf Veränderungen von Rahmenbedingungen reagieren kann.“

 

 

 

Die BKW setzt sich daher für ein Modell ein, das sich an sog. Kapazitätsmärkten orientiert. Vereinfachend handelt es sich dabei um einen zusätzlichen Markt für Versorgungssicherheit, wobei eine zentrale Instanz die nötigen Kraftwerkskapazitäten definiert und zentral beschafft.

Für die Schweiz schlägt die BKW einen Kapazitätsmarkt mit zwei Segmenten vor:

  • Die Forward Kapazitätsauktion stellt das Kernelement dar und schafft Anreize für Erhaltung und Ausbau von Kraftwerkskapazitäten, die während der Wintermonate produzieren können. Im Rahmen einer vier Jahre im Voraus stattfindenden Auktion beschafft eine zentrale Instanz Kraftwerkskapazitäten für das Winterhalbjahr. Dadurch können neben bestehenden auch neue und erneuerte Anlagen teilnehmen. Erwarten Investoren tiefe Spotmarktpreise, verlangen sie in der Auktion höhere Preise, um künftige Kosten zu decken. Teilnehmen können ausserdem nachfrageseitige Massnahmen – beispielsweise Effizienzmassnahmen zur Verbrauchssenkung während der Wintermonate.
  • Die sechs Monate im Voraus stattfindende Verfügbarkeitsauktion stellt ein komplementäres Anreizinstrument dar, damit Kraftwerke bzw. Speicher auch am Ende des Winters verfügbar sind. Konkret handelt es sich beim ausgeschriebenen «Produkt» um die permanente Produktionsfähigkeit einer Kraftwerks-Leistung über eine Zeitdauer von z.B. mindestens zehn Tagen im April. Da nur bestehende Anlagen teilnehmen können, würde sich der Preis in der Auktion anhand der Opportunitätskosten der Speicherzurückhaltung bilden.

Ein entscheidender Vorteil gegenüber anderen Modellen besteht darin, dass der Kapazitätsmarkt effektive (Re-)Investitionsanreize schafft und gleichzeitig Mitnahmeeffekte minimiert. In der Forward Auktion bildet sich nur dann ein positiver Preis, wenn einerseits Investitionen in neue oder Reinvestitionen in bestehende Anlagen nötig sind (um die vom Staat ausgeschriebene Produktionskapazität zu decken) und wenn anderseits die erwarteten Erträge aus dem Spotmarkt nicht ausreichen (um die notwendigen Investitionen zu finanzieren).

Ein Kapazitätsmarkt kann nicht sämtliche Herausforderungen lösen bzw. politische Anforderungen erfüllen. Insbesondere stellt er keinen Ersatz, sondern lediglich eine Ergänzung der Förderung von erneuerbaren Energien dar. Erneuerbare Energien können im Kapazitätsmarkt partizipieren und zusätzliche Erlöse generieren, doch dürften diese Erlöse bis auf absehbare Zeit nicht reichen, um genügend Anreize für einen weiteren Ausbau zu schaffen. Allerdings generiert der Kapazitätsmarkt bei erneuerbaren Energien mit einem grösseren Beitrag zur Versorgungssicherheit Zusatzerträge, beispielsweise bei Speicherkraftwerken. Dieser Effekt kann zur Umsetzung einer marktnäheren Förderung der erneuerbaren Energien beitragen.

WEITERE INFORMATIONEN ZUM STROMMARKTMODELL FINDEN SIE IM READER:

BKW-Strommarktdesign-Schweiz_Reader-Feb-2017

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