Kapazitätsmarkt

Als Kapazitätsmarkt wird eine Form des Energiemarktes bezeichnet, die Anreize für Kraftwerksbetreiber schafft, Reserveleistung vorzuhalten. Kraftwerke sollen nicht mehr nur für die abgegebene Leistung Geld erhalten, sondern auch für ihre Betriebsbereitschaft. Hintergrund ist die Energiewende und der zunehmende Anteil erneuerbarer Energien. Weil diese einerseits vorrangig eingespeist werden und andererseits durch den Merit-Order-Effekt den Börsenstrompreis senken, verringern sich Betriebszeiten konventioneller Mittel- und Spitzenlastkraftwerke.

Etliche dieser Anlagen lassen sich dadurch nicht mehr wirtschaftlich betreiben. Gleichzeitig wird ihre Leistung aber immer dann benötigt, wenn eine hohe Stromnachfrage und eine geringe Einspeisung von Sonnen- und Windstrom zusammentreffen. Über ein sinnvolles Design eines Kapazitätsmarktes wird debattiert. So steht beispielsweise der Vorschlag im Raum, vorzuhaltende Reserveleistung auszuschreiben. Der Kraftwerksbetreiber, der die geforderte Leistung am günstigsten anbieten kann, soll den Zuschlag erhalten. Kritiker bemängeln, dass Kapazitätsmärkte “die falschen oder schlechte Energien” fördern.

Drei Gruppen von Kapazitätsmechanismen

Von einer „Strategischen Reserve“ (SR) wird ausgegangen, wenn Reservekraftwerke ausschließlich als Absicherung für Extremsituationen zur Verfügung stehen, ohne aber am Strommarkt teilnehmen zu dürfen. Die von der deutschen Bundesregierung geplante „Kapazitätsreserve“ stellt wohl eine Strategische Reserve dar, da die Kraftwerksblöcke (2,7 GW) nicht mehr am Strommarkt teilnehmen dürfen, sondern nach vier Jahren als Reservekraftwerk stillgelegt werden sollen. Allerdings ist fraglich, ob überhaupt während der Stillstandszeit eine Situation entstehen kann, die einen Rückgriff auf die Reservekraftwerke erfordert. Eine Abschaltung von 2,7 GW dürfte durch die verbleibenden Überkapazitäten kompensiert sein.

Im Unterschied dazu gibt es einen „zentralen Kapazitätsmarkt“ (ZKM), z.B. in Großbritannien. Beim ZKM beziehen die Stromerzeuger ihre Einnahmen sowohl aus der reinen Stromvermarktung als auch aus der Vorhaltung von gesicherter Leistung; deren Zuteilung wird durch eine zentrale Stelle über eine Auktion bestimmt.

Als dritter Mechanismus wird der „dezentrale Leistungsmarkt“ (DLM) angesehen. Dieser ist derzeit in Frankreich und Griechenland in Planung. Danach müssen Nachfrager für das Gut „gesicherte Leistung“, also für die Garantie einer sicheren Stromversorgung, sog. „Leistungszertifikate“ erwerben.

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