Kapazitätsmärkte: bezahlen für Strom, den man nie braucht
Stromsysteme werden für ihre schlimmste Stunde gebaut, nicht für ihre durchschnittliche. Diese Stunde kann ein windstiller Februarabend bei Frost sein, und sie kann einmal im Jahrzehnt eintreten. Die Kraftwerke, die es für sie gibt, stehen vor einer unbequemen kaufmännischen Tatsache: ihr ganzer Zweck besteht darin, stillzustehen.
Das Problem des fehlenden Geldes
In einem reinen Energiemarkt wird ein Erzeuger je gelieferter Megawattstunde bezahlt und sonst für nichts. Im Grundsatz sollte das genügen. In den knappsten Stunden des Jahres müssten die Preise steil steigen, wenn sich das Angebot der Nachfrage nähert, und diese kurzen Ausschläge müssten die Jahreskosten selten laufender Anlagen decken.
Theoretisch geht die Rechnung auf. Eine Spitzenlastanlage läuft vielleicht 100 Stunden im Jahr und erzielt in diesen Stunden einen Preis, der ihre Kosten deckt. Die Schwierigkeit ist, dass die dafür nötigen Preise außerordentlich sind - tausende Euro je Megawattstunde - und kein politisches System sie lange duldet.
Also setzen Märkte Preisdeckel, oder Regulierer greifen in Krisen ein, oder Betreiber ergreifen administrative Maßnahmen, die den Ausschlag unterdrücken, bevor er entsteht. Jeder Eingriff ist für sich vertretbar und in der Summe tödlich für den Geschäftsfall der Spitzenlast. Die Erlöse, auf die die Theorie baut, kommen nie an. Das nennen Ökonomen das Problem des fehlenden Geldes.
Die Folge ist, dass für die Versorgungssicherheit benötigte Anlagen schließen, weil Offenbleiben Geld kostet, und das System seine Lücke beim ersten schweren Ereignis danach entdeckt. Da Versorgungssicherheit ein öffentliches Gut ist und niemand einen teilweisen Blackout erlebt, korrigiert sich der Markt nicht rechtzeitig selbst.
Wie die Auktion funktioniert
Ein Kapazitätsmarkt trennt zwei Produkte: Energie, die bei Lieferung bezahlt wird, und Kapazität, die für Verfügbarkeit bezahlt wird. Der Netzbetreiber prognostiziert die Spitzenlast eines künftigen Jahres, schlägt eine Reservemarge auf und versteigert Verträge über diese Menge gesicherter Leistung.
Die Auktion läuft absteigend. Der Betreiber beginnt bei einem hohen Preis und senkt ihn, während Teilnehmer aussteigen, bis die verbleibenden Gebote genau der benötigten Menge entsprechen. Alle, die den Zuschlag erhalten, bekommen den Zuschlagspreis je Kilowatt Kapazität und Jahr, gleich wie viel Strom sie tatsächlich erzeugen.
Der Vertrag bringt Pflichten mit sich. Eine Anlage mit Kapazitätsvertrag muss verfügbar sein, wenn der Betreiber eine Anspannung ausruft, und zahlt Strafen, wenn sie es nicht ist - das verhindert, dass die Zahlung zur Subvention fürs bloße Vorhandensein wird. Der britische Mechanismus, seit 2014 in Betrieb, versteigert vier Jahre im Voraus, damit neue Anlagen gebaut werden können, daneben eine kürzere Auktion ein Jahr im Voraus zur Feinanpassung.
Was als ein Kilowatt Kapazität zählt, hängt von der Ressource ab, und dort wird die Ausgestaltung interessant. Ein Gaskraftwerk wird für die Ausfallwahrscheinlichkeit leicht abgewertet. Ein Windpark stark, weil sein Beitrag an einem windstillen Abend gering ist. Eine Vierstundenbatterie wird danach abgewertet, ob Anspannungen typischerweise länger als vier Stunden dauern. Diese Abwertungsfaktoren sind technische Urteile mit großen finanziellen Folgen, und entsprechend wird um sie gestritten.
Die Gegenargumente
Der häufigste Einwand lautet, Kapazitätsmärkte bezahlten fossile Kraftwerke fürs Offenbleiben. In mehreren britischen Auktionen ging ein erheblicher Teil der Verträge an bestehendes Gas und anfangs an Kohle - bereits gebaute, bereits abgeschriebene Anlagen, die eine Zahlung für den Aufschub der Stilllegung erhielten. Ob das ein Skandal oder genau die beabsichtigte Funktion ist, hängt davon ab, ob man diese Anlagen noch für nötig hält, und das ist der eigentliche Streit.
Ein zweiter Einwand lautet, das Problem sei selbst verschuldet. Ließen Regulierer Knappheitspreise ihr wahres Niveau erreichen, entstünden die Erlöse und es bräuchte keinen eigenen Markt. Texas verfuhr jahrelang nach diesem Grundsatz mit sehr hohem Preisdeckel und ohne Kapazitätsmechanismus. Der Wintersturm im Februar 2021, der während eines langen Blackouts hunderte Menschen tötete, wurde zum Hauptbeleg beider Seiten: Kritiker sahen bestätigt, dass reine Energiemärkte keine Versorgungssicherheit beschaffen, Verteidiger verwiesen auf Winterfestigkeit und Gasversorgung statt auf das Marktdesign.
Ein dritter Einwand betrifft die Prognose. Der Betreiber muss Nachfrage und Abwertungsfaktoren für ein Jahr mehrere Jahre im Voraus schätzen, und Fehler in beide Richtungen kosten - Überbeschaffung belastet Verbraucher für nie benötigte Kapazität, Unterbeschaffung lässt das System knapp.
Die mittlere Position, bei europäischen Netzbetreibern inzwischen verbreitet, lautet: ein ausdrücklicher Mechanismus ist nötig, weil die politische Duldung extremer Preise nicht besteht, er sollte aber technologieoffen und kurzfristig sein, damit er keine Anlagen über Jahrzehnte festschreibt. Ob reale Auktionen das erreichen, ist eine empirische Frage und fällt je nach Rechtsraum unterschiedlich aus.
Was das für neue Techniken bedeutet
Für alles Neue, das an ein Netz geht, ist der Kapazitätsmarkt der Ort, an dem Verlässlichkeit in Erlöse übersetzt wird, und er belohnt eine bestimmte Eigenschaft: verfügbar zu sein in der angespanntesten Stunde des Systems, mit Strafe bei Versagen.
Das wird gemessen und nicht behauptet. Abwertungsfaktoren errechnen sich aus historischer Einspeisung während vergangener Anspannungen, das heißt eine Ressource verdient ihren Kapazitätswert durch nachgewiesene Leistung unter Belastung. Eine Quelle, die an einem windstillen, dunklen, frostigen Abend tatsächlich liefert, ist je Kilowatt weit mehr wert als eine, die in der Jahressumme viel liefert und gerade dann wenig.
Batterien zeigen, wie schnell sich das ändern kann. Frühe Auktionen werteten sie wegen ihrer begrenzten Dauer stark ab. Als sich Daten aus Anspannungen ansammelten und die Dauern länger wurden, verbesserte sich ihre Bewertung und sie erhielten Zuschläge in großem Umfang. Der Weg war empirisch, nicht rhetorisch: die Anlage lieferte, die Daten zeigten es, der Faktor bewegte sich.
Derselbe Weg steht jeder neuen Erzeugungstechnik offen. Dauerhafte Einspeisung ist hier in dem Maße wertvoll, in dem sie verlässlich in den Stunden erscheint, die dem Betreiber Sorgen machen, und der Mechanismus, das nachzuweisen, besteht bereits. Er misst Lieferung in der schlimmsten Stunde, und das ist die anspruchsvollste und ehrlichste Prüfung, die ein Netz anlegt.
Häufige Fragen
Was ist ein Kapazitätsmarkt?
Ein Mechanismus, der Erzeuger und andere Ressourcen für Verfügbarkeit zu einem künftigen Zeitpunkt bezahlt statt für erzeugten Strom. Der Netzbetreiber prognostiziert die Spitzenlast, schlägt eine Reservemarge auf und versteigert Verträge über diese Menge gesicherter Leistung, meist mehrere Jahre im Voraus, damit neue Anlagen rechtzeitig entstehen.
Was ist das Problem des fehlenden Geldes?
In einem reinen Energiemarkt müssten Anlagen, die nur in den knappsten Stunden gebraucht werden, ihre Jahreskosten aus extremen Knappheitspreisen verdienen. Preisdeckel und regulatorische Eingriffe unterdrücken diese Preise, die Erlöse kommen nie an, und für die Versorgungssicherheit nötige Anlagen schließen, weil Offenbleiben Geld kostet.
Warum werden Windparks in Kapazitätsauktionen abgewertet?
Weil der Kapazitätswert am Beitrag während Anspannungen gemessen wird, die häufig an windstillen, kalten Abenden auftreten. Ein Windpark, der übers Jahr viel erzeugt, kann in genau diesen Stunden wenig beitragen und wird deshalb nur mit einem Bruchteil seiner Nennleistung angerechnet.
Subventionieren Kapazitätsmärkte fossile Energie?
Sie haben oft bestehende Gas- und anfangs Kohlekraftwerke fürs Offenbleiben bezahlt, was Kritiker Subvention und Befürworter die beabsichtigte Funktion nennen, für Verlässlichkeit zu zahlen. Der Streit geht eigentlich darum, ob diese Anlagen noch gebraucht werden, nicht um den Mechanismus selbst.
Können Speicher und Lastverschiebung teilnehmen?
Ja, und zunehmend erhalten sie große Zuschläge. Beide werden nach Dauer und nachgewiesener Leistung während vergangener Anspannungen abgewertet. Batterien wurden zunächst stark abgewertet und verbesserten sich deutlich, als Betriebsdaten anwuchsen und die üblichen Dauern länger wurden.
