Kapazitätsmärkte in Europa: Warum immer mehr Länder darauf setzen

Das Energiesystem hat sich in den vergangenen Jahrzehnten erstaunlich gewandelt. Durch den Ausbau erneuerbarer Energien steht nun deutlich mehr günstige, jedoch auch wetterabhängige Erzeugung zur Verfügung. Grundsätzlich kommen am Strommarkt jene Kraftwerke zum Einsatz, die Strom zu den niedrigsten Grenzkosten anbieten. So gibt es viele Stunden im Jahr, in denen beispielsweise Gaskraftwerke gar nicht mehr gebraucht werden. Der Strombedarf wird dann durch Wind, Sonne und Wasser gedeckt. Wenn dies jedoch nicht ausreicht, muss die Versorgungssicherheit weiterhin durch flexible Kraftwerke, wie zum Beispiel Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, gewährleistet werden. Dies geschieht vor allem im Winter und in Zeiten erhöhten Strombedarfs.

Diese Kraftwerke gewährleisten teilweise seit Jahrzehnten die Versorgungssicherheit, indem sie Flexibilität bereitstellen. Ihr Betrieb und Investitionen in ihre Erneuerung und Effizienzsteigerung konnten bislang unter anderem durch Strompreisspitzen in Knappheitssituationen refinanziert werden. Diese Knappheitssituationen werden seltener, sodass auch eine eigenständige Refinanzierung nicht mehr gesichert ist. Dies hat zur Folge, dass in Zukunft vielleicht nicht mehr genug Kapazität gebaut und bereitgestellt werden kann – weil ein Kraftwerk schlicht nicht lange genug läuft, um rentabel zu sein. Gleichzeitig gelangen einige der bestehenden Kraftwerke in Europa an ihr Betriebsende oder sollen durch dekarbonisierte Alternativen ersetzt werden.

Um auch in Zukunft ausreichend Kraftwerkskapazitäten für die Versorgungssicherheit zur Verfügung zu stellen und das Problem der fehlenden Refinanzierbarkeit der Investitionen zu lösen, greifen einige europäische Länder auf Vergütungsmechanismen wie den Kapazitätsmarkt zurück.

Die kommenden Jahre werden von einem weiteren Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung geprägt sein. Gleichzeitig steigt durch die Elektrifizierung von Industrie, Mobilität und Wärme der Strombedarf. Damit nimmt auch die Spitzenlast zu. Es wächst nicht nur die benötigte Strommenge, sondern auch die Herausforderung, Strom jederzeit zuverlässig für uns alle bereitzustellen.

Windkraft und Photovoltaik produzieren abhängig vom Wetter. Speicher, flexible Verbraucher und stärkere Netze können diese Schwankungen teilweise ausgleichen. Trotzdem bleiben steuerbare Kapazitäten, vor allem bei sogenannten Dunkelflauten (wenig PV- und Winderzeugung) ein wichtiger Bestandteil des Energiesystems. Die Frage für die Energiewende lautet deshalb nicht zentral oder dezentral. Wir benötigen beides.

In Österreich befinden wir uns derzeit in einem sogenannten „Energy-Only-Market“: Erlöse entstehen grundsätzlich durch die verkaufte Strommenge. Um jedoch ein regulatorisch festgelegtes Niveau an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, kann eine komplementäre Zahlung für die Bereitstellung von gesicherter Leistung notwendig sein. Das heißt, die Investition in und Bereithaltung von Kapazität wird unabhängig von der gelieferten Strommenge vergütet. Dies ist vergleichbar mit einer Versicherungsprämie für den Strommarkt.

Diese Bereitstellung von Kapazitäten kann über einen Kapazitätsmarkt organisiert werden – auch hier erfolgt die Vergabe grundsätzlich über Auktionen, bei denen die günstigsten Anbieter den Zuschlag erhalten. In der Regel steht dieser Markt einer Reihe von Technologien offen, zum Beispiel neuer und bestehender Erzeugung, Speichern sowie dem Lastmanagement. Ein Kapazitätsmarkt schafft damit also wirtschaftliche Anreize für die Versorgungssicherheit, die in einem Energy-Only-Markt zu kurz kommen. Da ein Kapazitätsmarkt jedoch als „staatliche Beihilfe“ gilt, muss er begründet und von der Europäischen Union genehmigt werden.

Um zu bewerten, ob ein Energiesystem ausreichend resilient ist, gibt es eine Reihe an Kennzahlen. Häufig wird die sogenannte „LOLE“ genutzt; das Akronym steht für „Loss of Load Expectation“. Sie gibt die erwartete Anzahl an Stunden pro Jahr (h/a) an, in denen die verfügbare Leistung die Stromnachfrage nicht decken kann. Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) veröffentlicht jedes Jahr eine Bewertung, die sogenannte „European Resource Adequacy Assessment“ (ERAA), welche aufzeigt, inwiefern die verfügbaren Kapazitäten eines Landes die Versorgungssicherheit in den kommenden 10 Jahren gewährleisten können. Die ERAA gibt somit Auskunft über die LOLE. Zudem sind die Länder aufgerufen, auch nationale Bewertungen durchzuführen, um nationale Besonderheiten besser in die Risikoanalyse einbeziehen zu können.

Im selben Zuge definieren einige Länder auch einen Zuverlässigkeitsstandard. Dieser legt fest, wie viele Stunden an Unterversorgung man zulässt. Deutschland zum Beispiel hat für sich einen Wert von 2,77 h/a festgelegt – einen Wert, den Österreich in den meisten Prognosen nicht einhalten würde. Österreich selbst hat bis heute keinen Zuverlässigkeitsstandard definiert.

Eine hohe LOLE sowie die Überschreitung des Zuverlässigkeitsstandards wären Indikatoren für Probleme bei der Ressourcenadäquanz. Zusätzliche Maßnahmen, wie die Einführung eines Kapazitätsmarktes, könnten notwendig sein – vor allem wenn die LOLE in Prognosen immer weiter ansteigt. Dies tritt zum Beispiel ein, wenn verfügbare Kapazitäten altersbedingt vom Netz gehen, der Strombedarf jedoch aufgrund von Elektrifizierung und anderen Faktoren deutlich ansteigt.

Aufgrund der sich verändernden Erzeugungslandschaft in ganz Europa lohnt sich ein Blick über die Landesgrenzen hinaus. Neben Italien, Frankreich, Belgien, Irland, Großbritannien und Polen haben jüngst auch Deutschland, Tschechien und Spanien einen Kapazitätsmarkt beschlossen. Frankreich stellte von einem dezentralen auf einen zentralen Kapazitätsmarkt um. Neben Schweden und Finnland führen nun auch Estland und die Schweiz eine strategische Reserve ein – die Schweiz sogar mit einer LOLE von 0,00 h/a.

Des Weiteren haben Litauen sowie jüngst Portugal und die Niederlande einen Kapazitätsmarkt vorgeschlagen. Die Entwicklung weist also ganz klar in Richtung vergüteter Kapazitätsmechanismen. Portugal ist insofern interessant, da es in der europäischen Bewertung ERAA eine sehr niedrige LOLE aufweist. In seiner nationalen Bewertung (NRAA) kommt Portugal jedoch auf einen deutlich höheren Wert.

Dies zeigt, wie relevant die nationale Bewertung der Ressourcenverfügbarkeit sein kann, da dadurch gegebenenfalls Risiken besser abgebildet werden können und zugleich ein klares Bild der künftigen Versorgungssicherheit gezeichnet werden. Im Gegensatz dazu haben Spanien, Deutschland und Tschechien eine Genehmigung für ihre Kapazitätsmärkte sehr zügig erhalten. Grund war meistens eine hohe bzw. steigende LOLE in der ERAA. Wie es nun für Portugal, aber auch die Niederlande weitergeht, bleibt spannend.

Ein integrierter Standort kann beispielsweise Strom in Zeiten hoher erneuerbarer Erzeugung über Wärmepumpen in Wärme umwandeln und speichern. In anderen Stunden können steuerbare Anlagen Strom und Wärme bereitstellen. Dadurch entsteht Flexibilität nicht innerhalb eines einzelnen Sektors, sondern durch das Zusammenspiel unterschiedlicher Energieträger und Technologien. Genau diese Kombination aus flexibler Erzeugung, Speichern und neuen Technologien ist eine wesentliche zukünftige Funktion zentraler Standorte.

Dabei wäre es zu kurz gegriffen, Systemverantwortung ausschließlich bei großen Kraftwerken zu suchen. Mit zunehmender Dezentralisierung wächst auch die Bedeutung dezentraler Anlagen für das Gesamtsystem. Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und flexible Verbraucher werden künftig einen immer größeren Teil der installierten Leistung und Flexibilität stellen. Entscheidend ist deshalb, dass auch diese Assets stärker systemorientiert betrieben werden.

Somit reicht es langfristig nicht, einzelne Anlagen ausschließlich lokal oder auf Basis einzelner Preissignale zu optimieren. Das Ziel sollte vielmehr sein, dass verfügbare Flexibilität dort eingesetzt werden kann, wo sie für das Gesamtsystem den größten Nutzen bringt – beispielsweise für die Integration erneuerbarer Energien, für Netze oder für Versorgungssicherheit. Das zukünftige Energiesystem benötigt damit nicht weniger Koordination, sondern mehr. Hierfür ist auch eine starke Weiterentwicklung von Datenschnittstellen, Steuerungsplanung und generell der Digitalisierung des Energiesystems notwendig.

Nun stellt sich die Frage, welche Auswirkungen die Einführung von Kapazitätsmechanismen in benachbarten Staaten auf Österreich hat. Gänzlich geklärt ist diese Frage nicht. Eine Studie der Autor*innen Emma Menegatti und Leonardo Meeus von der Florence School of Regulation aus dem Jahr 2024 zeigt, dass die Einführung von Kapazitätsmechanismen in einzelnen Mitgliedstaaten auch Auswirkungen auf benachbarte Strommärkte hat und dadurch die Debatte über Versorgungssicherheit auf europäischer Ebene verstärkt.

Die Autor*innen kommen zu dem Ergebnis, dass nationale Kapazitätsmärkte erhebliche grenzüberschreitende Externalitäten auslösen: Sie ziehen Investitionen und Erzeugungskapazitäten aus benachbarten Ländern ohne Kapazitätsmechanismus ab, erhöhen dort die Versorgungssicherheitsrisiken und können sogar dazu führen, dass die Kosten des Kapazitätsmechanismus indirekt von den Nachbarstaaten mitgetragen werden.

Die von der EU vorgeschriebene grenzüberschreitende Teilnahme (Cross-Border Participation) mildert diese Effekte nach Auffassung der Autoren nur teilweise und löst das Grundproblem nicht. Besonders relevant ist die Schlussfolgerung, dass dadurch ein starker politischer und ökonomischer Anreiz für Nachbarstaaten entsteht, selbst einen Kapazitätsmechanismus einzuführen: Bleiben sie beim Energy-Only-Markt, drohen ihnen Kapazitätsabflüsse, höhere Versorgungssicherheitsrisiken und steigende Kosten, während die Staaten mit Kapazitätsmarkt profitieren. Die Autoren sprechen daher ausdrücklich von einem möglichen „Dominoeffekt“, bei dem die Einführung eines Kapazitätsmechanismus in einem Land die Einführung ähnlicher Mechanismen in benachbarten Staaten nach sich zieht.

Laut der europäischen Beurteilung ERAA steht das österreichische Stromsystem derzeit auf soliden Beinen. In die Zukunft blickend steigen jedoch auch für Österreich die LOLE-Werte. Insbesondere da die Außerbetriebnahme einiger flexibler Kraftwerkskapazitäten, welche bisher die Versorgungssicherheit gestützt haben, bis 2035 zu erwarten ist.

Gleichzeitig wird auch der Strombedarf ansteigen. Diese Problematik soll auch in einer nationalen Bewertung der Ressourcenverfügbarkeit betrachtet werden, welche gemäß ElWG bis 1. Dezember 2026 veröffentlicht werden soll und die wichtigsten Risikoszenarien der Stromversorgung berücksichtigen soll. Damit soll eine Aussage über die zukünftige Versorgungssicherheit getroffen werden können.

Auch ein Zuverlässigkeitsstandard soll künftig definiert werden. Sollte sich Österreich am deutschen Zuverlässigkeitsstandard (2,77 h/a) orientieren, würde die prognostizierte LOLE diesen überschreiten. Die Entwicklungen in Westeuropa weisen jedoch eindeutig einen Trend in Richtung Absicherung durch Kapazitätsmechanismen auf.