Sind Kapazitätsmechanismen eine Antwort auf volatile Strommärkte? Analyse unterschiedlicher Instrumente zur Kapazitätsbewirtschaftung

Inhalt

Abkürzungsverzeichnis

Executive Summary

1 Einleitung und Motivation

2 Grundlagen
2.1 Energiewende
2.2 Strommarkt
2.3 Herausforderungen im Strommarkt
2.3.1 Merit-Order-Effekt & Volatile Märkte
2.3.2 Auswirkung erneuerbarer Energieträger auf die Netzstabilität
2.3.3 Fehlende Preissignale für Kraftwerksinvestitionen
2.4 Beihilfen zur Umsetzung der Energiewende
2.5 Sektor-Untersuchung zu Kapazitätsmechanismen

3 Kapazitätsmechanismen
3.1 Definition
3.2 Formen von Kapazitätsmechanismen
3.2.1 Zentrale Beschaffung
3.2.2 Dezentrale Verpflichtungen
3.2.3 Marktweite Kapazitätszahlungen
3.2.4 Ausschreibung für neue Kapazitätszahlung
3.2.5 Strategische Reserve
3.2.6 Gezielte Kapazitätszahlungen
3.3 Kapazitätsmechanismen im Winterpaket
3.4 Experteneinschätzungen zum Thema Kapazitätsmechanismen
3.4.1 Interviews
3.4.2 Stellungnahmen zur Sektor-Untersuchung

4 Kapazitätsmechanismen - Beispiel Energie AG Oberösterreich
4.1 Einfluss des aktuellen Strommarktes auf das Unternehmen
4.2 Auswirkungen auf konkrete Kraftwerksstandorte
4.3 Praxisorientierte Betrachtungen zu Kapazitätsmechanismen
4.3.1 Kostenstruktur eines GuD-Kraftwerks
4.3.2 Bedeutung von GuD-Kraftwerken am europäischen Strommarkt
4.4 Kapazitätsmechanismen als möglicher Lösungsweg

5 Zusammenfassung

6 Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

7 Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

An dieser Stelle darf ich mich bei all jenen bedanken, die mich während der Anfertigung dieser Masterarbeit, aber auch davor während des Studiums unterstützt, begleitet und motiviert haben.

Mein Dank gilt den Professorinnen und Professoren sowie allen Vortragenden im Masterstudium, insbesondere Frau Dr.in Andrea Kollmann, die meine Masterarbeit als Erstleserin betreut und begutachtet hat. Viele Inputs für die Arbeit habe ich während meines beruflichen Auslandsaufenthaltes in Brüssel bekommen. Diese nicht zuletzt durch die Unterstützung von Dr. Gerald Lonauer, dem Leiter des Oberösterreichischen Verbindungsbüros zur Europäischen Union. Für den wertvollen Praxisbezug der Arbeit sorgten Herr Geschäftsführer DI Dr. Erwin Mair und Herr MMag. Dr. Michael Schmidthaler seitens Energie AG Oberösterreich Trading GmbH. Danke für die Gespräche und die guten Tipps.

Ebenfalls darf ich mich bei meinen Studienkolleginnen und Studienkollegen für die intensive, lehrreiche, aber auch lustige gemeinsame Zeit bedanken.

Abschließend und damit ganz besonders bedanke ich mich bei meiner Frau Verena. Nicht nur für ihre Hinweise, wenn es Sätze (wie wohl auch diesen hier) zu kürzen oder Rechtschreibfehler auszubessern galt, sondern insbesondere für ihr Verständnis in Zeiten intensiver Lern- und Schreibzeiten während des Studiums.

Executive Summary

Obwohl in Europa ein Grundkonsens für den Energy-Only-Markt zu herrschen scheint, zeigen gerade erst kürzlich in Betrieb genommene Kapazitätsmechanismen, dass der Energiemarkt alleine nicht immer auch die notwendige Versorgungssicherheit gewährleisten kann. Als Hauptgrund werden fehlende Investitionsanreize in Kraftwerkskapazitäten genannt. Durch Phänomene wie dem Merit-Order-Effekt, der durch den gewollten verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energieträgern zahlreiche konventionelle Kraftwerke aus dem Markt drängt, kommt es aktuell zu einem Umbau des Kraftwerksparks. Die Herausforderung dabei ist, dass die potentialreichsten erneuerbaren Energieträger, Windkraft und Solarenergie, elektrische Energie dargebotsabhängig produzieren. In der Folge können durch Über- und Unterangebote – zusätzlich erschwert durch Prognoseungenauigkeiten – Probleme bei der Stabilisierung der Netze sowie Versorgungsungleichgewichte eintreten.

Aus diesen Gründen investieren zahlreiche Mitgliedsländer der Europäischen Union (EU) in gesicherte Kraftwerkskapazitäten, die sich allerdings nicht alleine durch die Energiemärkte finanzieren. Diese Mechanismen können unterschiedlich ausgestaltet sein, werden jedoch jeweils von öffentlicher Hand angewiesen und stellen somit eine Beihilfe dar. Aus Sicht der EU birgt dies mit Blick auf den freien Binnenmarkt Risiken, da es bei Interventionen im Markt zu Verzerrungen kommen kann. Überkapazitäten, damit teurere Stromkosten für Konsumenten und in weiterer Folge Wettbewerbsnachteile wären die Folge. Die EU will deshalb Kapazitätsmechanismen nur als letzte Lösungsmöglichkeit zulassen. Sie werden nur dann als mit dem Binnenmarkt vereinbar erklärt, wenn andere Möglichkeiten zur Wahrung der Versorgungssicherheit, wie etwa Investitionen in ein leistungsfähigeres Stromnetz, versagen. Diese Regelungen wurden Ende 2016 in einem Gesetzespaket-Vorschlag der Europäischen Kommission, dem sogenannten „Winterpaket“, dargestellt. Dem Vorschlag ging eine umfangreiche Untersuchung einzelner Kapazitätsmechanismen voraus. Die Empfehlung daraus beinhaltet im Kern eine strenge Bedarfsprüfung, die über die Nationalstaaten hinaus, transparent und – innerhalb der EU – einheitlich sein soll, sodass Überkapazitäten und Verzerrungen des Energy-Only-Marktes weitgehend verhindert werden.

Für Kraftwerksbetreiber kannsichkünftig durch Kapazitätsmechanismen ein zweiter Markt etablieren. Auf diesem könnenunter dem Gesichtspunkt Versorgungssicherheit, zusätzlich zumEnergiemarkt, Einnahmen generiert werden.Nachdem aktuell Diskussionen betreffend Einführung solcher Mechanismen geführt werden und Investitions- und Kraftwerksparkstrategien am Energiesektor langfristig angelegt sind, ist es für Kraftwerksunternehmen sowie für politische Entscheidungsträger^[1] strategisch relevant, sich mit dem Thema auseinanderzusetzen. Nur so kann jeweils individuell bestimmt werden, welcher Mechanismus für die jeweils zu lösende Aufgabe herangezogen werden könnte.

Von den sechs in der vorliegenden Arbeit behandelten Typen von Kapazitätsmechanismen können nach Meinung des Autors je nach gegebener Situation jeweils zwei in die engere Wahl genommen werden.

· Dies sind für zeitlich befristete Versorgungsunsicherheiten das Instrument der strategischen Reserve sowie das Instrument der Ausschreibung für neue Kapazitäten. Erstere Variante spricht primär bestehende, meist ältere und weniger effiziente Kraftwerke an. Diese werden gestartet um Stromengpässe zu verhindern, die auf dem Weg zu einem neuen Energiemarkt-System mit voll integrierten erneuerbaren Energieträgern auftreten können. Die Ausschreibung für neue Kapazitäten löst Versorgungsprobleme regional genau dort, wo ihnen am besten begegnet werden kann.

· Für Versorgungsunsicherheiten die systemisch begründet werden und längerfristig absehbar sind, kann zum einen eine zentrale Ausschreibung von Kapazitätsleistungen über einen eigenen Kapazitätsmarkt und zum anderen die dezentrale Verpflichtung von Energieversorgern eingesetzt werden. Der Kapazitätsmarkt würde parallel zum Energiemarkt bestehen. Kraftwerksleistungen werden entsprechend dem Bedarf wettbewerbsorientiert ausgeschrieben, womit die Versorgungssicherheit treffsicher aufrechterhalten werden kann. Im Rahmen der dezentralen Verpflichtung würden alle Energieversorgungsunternehmen dazu verpflichtet werden, jene Kapazitäten vorweisen zu können, die erforderlich sind um ihre Kunden zu bedienen. Dies kann etwa über Kapazitäts-Zertifikate nachgewiesen werden, die wiederum gehandelt werden können.

Für die in der Arbeit angeführten Praxisbeispiele scheinen laut vorliegender Analyse Vermarktungsmöglichkeiten durch Kapazitätsmechanismen gegeben zu sein. Es wurden dafür ein bestehendes und ein noch nicht errichtetes Gas-und-Dampf-Kraftwerk herangezogen. Dem bestehenden Kraftwerk würde bei einer Auktion im Rahmen einer Kapazitätsausschreibung durchaus Chancen zugeschrieben, erfolgreich anbieten zu können. Ebenso wäre jener Kapazitätsmechanismus, der Energieversorger verpflichtet, die Kapazitäten zur Deckung ihrer Kunden vorweisen zu können, geeignet. Das noch nicht errichtete Kraftwerk könnte entweder über das Instrument der Ausschreibung neuer Anlagen, falls z.B. ein regionales Versorgungsproblem Anlass ist, oder ebenso über den Mechanismus der zentralen Ausschreibung, ein potenzieller Profiteur von Kapazitätsmechanismen sein.

Kapazitätsmechanismen stellen jedoch, wie auch der Titel der Arbeit betont, nur eine Antwortmöglichkeit auf die derzeitigen Probleme der Energieversorgung dar. Weitere Lösungen sind etwa ausreichende Netzinfrastrukturen, weiterentwickelte Speichertechnologien oder die Möglichkeit Strombezieher gezielt vom Netz nehmen zu können. Letztgenannte Variante könnte auch als Kapazitätsmechanismus eingesetzt werden, da auch hier Kapazitäten – und zwar negative Kapazitäten – zum Einsatz kommen.

1 Einleitung und Motivation

Die drei Hauptziele und gleichzeitig größten Herausforderungen der europäischen Energiepolitik sind Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit. Die EU sieht in der Schaffung einer Energieunion das optimale Konzept um sichere, bezahlbare und klimafreundliche Energie für Privatpersonen und Unternehmen zu gewährleisten.^[2] Der strategische Rahmen für diese Energiepolitik wird bis zu den Jahren 2020, 2030 und 2050 gesetzt und beinhaltet im Kern die Reduktion der Treibhausgasemissionen, einen erhöhten Anteil an erneuerbaren Energiequellen und eine Steigerung der Energieeffizienz. Für 2030 wurde auch ein viertes Ziel, die Verbundbildung bei Stromnetzen, formuliert. Im Sinne der Energieunion führt damit eine Erhöhung der zwischenstaatlichen Handelskapazitäten zu einem einheitlichen Strommarkt.^[3]

Wie im nächsten Kapitel2dargelegt wird, führen diese Ziele auch zu Herausforderungen. Eine dieser Herausforderungen liegt darin, dass eine verstärkte Nutzung von erneuerbaren Energiequellen eine höhere Volatilität der Stromerzeugung nach sich zieht. Auf diese Volatilität sind die europäischen Netze noch nicht in ausreichendem Maße ausgelegt. Auch die gegebenen Marktmechanismen sind noch nicht dafür geeignet, die Energiemengen effizient zu allokieren bzw. gibt es potenziell Probleme dabei, die Sicherheit der Energielieferungen zu gewährleisten. Kapazitätsmechanismen sind Instrumente um diese Herausforderungen zu lösen, können jedoch als staatliche Beihilfe eine Marktverzerrung darstellen, welche dem europäischen Grundgedanken des freien Binnenmarktes zuwider läuft.

Anstoß und auch ständiger Begleiter während der Erstellung der Master Thesis war das Maßnahmenpaket „Saubere Energie für alle Europäer – Wachstumspotenzial Europas erschließen“, welches von der Europäischen Kommission am 30. November 2016 veröffentlicht wurde.^[4] In diesem Paket, welches allgemein auch als „Winterpaket“ bezeichnet wird, befinden sich erstmals Regulative, die direkt auf Kapazitätsmechanismen abzielen. Aus dem Grund werden Teile daraus, insbesondere die Untersuchung von Kapazitätsmechanismen, die im Vorfeld zum Winterpaket gemacht wurde, einen entsprechenden Stellenwert in der vorliegenden Arbeit einnehmen.

Die Master Thesis ist in drei Bereiche gegliedert. Im Kapitel 2 werden die Grundlagen zum europäischen Energiemarkt mit den Themen Energiewende, Strommarkt und den damit in Verbindung stehenden Herausforderungen bzw. Lösungsmöglichkeiten dargestellt. Im Kapitel 3 werden unterschiedliche Kapazitätsmechanismen beschrieben. Dabei fließen praxisrelevante Ergebnisse einer seitens der EU erstellten Untersuchung sowie eine Befragung von Energieexperten auf EU-Ebene ein. Im Kapitel 4 wird anhand von Praxisbeispielen die Relevanz des Themas für ein konkretes Unternehmen gezeigt und mögliche Auswirkungen des Einsatzes von Kapazitätsmechanismen für einen regionalen Energieversorger dargestellt.

Ziel der Master Thesis ist es, die Rolle von Kapazitätsmechanismen als mögliche Antwort auf die Herausforderungen von volatilen Strommärkten zu beleuchten. Damit sollen Verantwortungsträger aus Unternehmen und der öffentlichen Hand einen Überblick zu diesem komplexen Themenbereich bekommen und Entscheidungsgrundlagen vorfinden.

2 Grundlagen

Der Ausgangspunkt für die folgenden Ausführungen ist der aktuelle Stand der europäischen Energiepolitik. Zugrunde gelegt sind darin unter anderem eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energieträger, eine höhere Energieeffizienz und die (damit in Verbindung stehende) Reduktion der Treibhausgasemissionen. In weiterer Folge werden im Überblick die Funktionsweise und Charakteristika des Strommarktes dargestellt. Daran anknüpfend werden daraus entstehende Herausforderungen beleuchtet sowie – entsprechend dem Titel der Arbeit – Lösungsmöglichkeiten beschrieben. Als Abschluss der Grundlagendarstellung wird die Sektor-Untersuchung der Europäischen Kommission dargestellt und damit in das Thema „Kapazitätsmechanismen“ eingeleitet.

2.1 Energiewende

Die oben angeführten Ziele der EU werden allgemein mit dem Begriff „Energiewende“ bezeichnet. Es geht dabei im Kern darum, Energie erneuerbar, effizienter und damit in nachhaltiger Form zu erzeugen.^[5]

Eine Zunahme der Erzeugung erneuerbarer Energie ist in der EU mit jährlich 5,6% bzw. in Summe etwa 73% von 2004 bis 2014 klar feststellbar. Veranschaulicht am Bruttostromverbrauch aus erneuerbaren Quellen bedeutet das eine Steigerung von ca. 14% im Jahr 2004 auf über 27% im Jahr 2014, wie folgende Abbildung illustriert. Hierbei zeigt sich auch bereits, aus welchen Energiequellen diese Steigerung im Wesentlichen stammt. Diese sind Wind, Sonne und Biomasse.^[6]

Abbildung 2- 1 : Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen; 2004 – 2014 in den EU-28

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Europäische Kommission (2016a)

In den einzelnen Mitgliedsländern gibt es jedoch sehr unterschiedliche Ausgangspositionen. Aus dem Grund sind, dargestellt in der folgenden Abbildung, auch die Zielwerte für das Jahr 2020 unterschiedlich. Der grüne Balken zeigt die Ist-Werte für erneuerbare Energieträger am Bruttoenergieverbrauch für das Jahr 2014 und der pinke Querstrich symbolisiert den Zielwert für das Jahr 2020.^[7]

Abbildung 2- 2 : Anteil erneuerbarer Energieträger am Bruttoenergieverbrauch 2014 und 2020

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Europäische Kommission (2016a)

Länder wie Luxemburg oder Malta haben völlig anderen Voraussetzungen wie beispielsweise Schweden oder Lettland. Österreich befindet sich, wie der Grafik entnommen werden kann, bereits auf einem relativ hohen Niveau und dürfte auch den Zielwert für das Jahr 2020 erreichen.

Diese angestrebte Entwicklung ist nur durch jene erneuerbaren Energieträger möglich, deren Stromerzeugung vom witterungsbedingt sowie jahres- und tageszeitlich schwankenden Dargebot abhängt.^[8] Diese volatilen erneuerbaren Energieträger werden bzw. sollen folglich auch in den nächsten Jahren ausgebaut werden. Im Jahr 2016 lag laut Monitoring-Report der E-Control^[9] der Leistungsanteil des von Wind und Sonne produzierten Stroms in Österreich bei 7,2%. Bis 2025 rechnet man mit 12,5%. Der Anteil volatiler erneuerbarer Energieträger wird laut dieser Prognose im Jahr 2025 in 22 Ländern in Europa bei über 50% liegen, womit die Tragweite der zu erwartenden Volatilität deutlich wird.^[10]

2.2 Strommarkt

Auf Basis des Artikels 194 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union wurden seit 1996 mehrere gesetzliche Vorschriften entwickelt, die den EU-Binnenmarkt im Bereich Strom und Gas liberalisierten.^[11]

Darauf aufbauend wurde im Jahr 2001 in Österreich das Strommarktdesign in den Grundsätzen umgestellt. Anbieter von Strom stehen seit dieser Zeit im Wettbewerb zueinander. Induziert wurde dieser Wettbewerb indem man aus dem ursprünglich integrierten Monopol-Betrieb getrennte Unternehmen schaffte, wobei die Erzeugung, der Handel und der Vertrieb von Strom dem Wettbewerb ausgesetzt wurden.^[12] Die Netzbereiche agieren weiterhin nicht im Wettbewerb, da diese aufgrund ihrer natürlichen Monopolstellung staatlich reguliert sind.^[13] Das Stromnetz stellt ein natürliches Monopol dar, da im Wettbewerbsfall auf Dauer nur ein Unternehmen, ein Monopolist, überleben würde.^[14]

Am österreichischen Strommarkt, der mit Deutschland und Luxemburg eine gemeinsame Handelszone bildet, treffen Energie-Angebote und dessen Nachfrage zusammen. Einen solchen Markt, der ausschließlich Energiemengen handelt, bezeichnet man als Energy-Only-Markt (EOM). Das alleinige Bereitstellen einer bestimmten Stromkapazität ist nicht Teil dieses Energiemarktes und wird folglich auch nicht bewertet. Zahlungen erfolgen also nur für tatsächlich gelieferte Energiemengen.^[15] Gehandelt werden die Energiemengen entweder über Strombörsen oder direkt zwischen Anbieter und Nachfrager. Die für Österreich relevanten Strombörsen sind die European Energy Exchange (EEX) in Leipzig sowie die Energy Exchange Austria (EXAA) in Wien. Dort werden standardisierte Handelsprodukte, wie etwa Terminprodukte um zukünftige Marktunsicherheiten auszugleichen oder Spotprodukte für kurzfristige Bedarfsanpassungen, gehandelt. Dieser Spotmarkt kann in Day-Ahead-Markt und Intraday-Handel unterteilt werden, wobei ersterer eine Vertragserfüllung am nächsten Tag erfordert und der Intraday-Handel das Ausgleichen unvorhergesehener Ereignisse am selben Tag ermöglicht. Die größten Strommengen werden nicht über die Börse, sondern „Over-the-Counter“ (OTC) abgewickelt, also direkt zwischen Anbieter und Nachfrager.^[16]

Strom ist ein Produkt, das nicht jederzeit in beliebiger Menge zur Verfügung steht, da er noch nicht in ausreichender Menge und unter wirtschaftlich interessanten Parametern speicherbar ist. Aus dem Grund muss zu jeder Zeit jene Strommenge produziert werden, die genau zur selben Zeit gebraucht bzw. verbraucht wird. Für die dazugehörigen Erzeugungsplanungen werden Prognosen über den Stromverbrauch und daraus sogenannte Lastprofile erstellt. Als Last wird der Strombedarf bzw. die Nachfrage verstanden.^[17] Kann der Strombedarf nicht mittels der dargestellten Vermarktung abgedeckt werden oder schaffen die Stromleitungen den physikalischen Transport des Handelsergebnisses nicht, leidet die Netzfrequenz und es entstehen Engpässe. Daraus resultierende Stromschwankungen, welche negative Auswirkungen auf Kunden bzw. deren Anlagen haben würden, werden mittels Ausgleichsenergie eliminiert. Diese notwendige Energiemengen werden von dafür unter Vertrag stehenden Kraftwerken im Bedarfsfall angefordert um Angebot und Nachfrage auszugleichen und so das Ziel einer stabilen Netzfrequenz zu gewährleisten.^[18]

2.3 Herausforderungen im Strommarkt

In den folgenden Unterpunkten werden aus der dargestellten Ausgangssituation betreffend Energiewende und auf Basis der Funktionsweise des EOM spezifische Herausforderungen des Strommarktes dargestellt.

2.3.1 Merit-Order-Effekt & Volatile Märkte

Die Strompreisbildung erfolgt über eine sogenannte Merit-Order. Diese bestimmt auf Basis von Grenzkosten, welche Kraftwerke zum Einsatz kommen. Zuerst werden Kraftwerke mit den niedrigsten Grenzkosten angefordert und sukzessive Anlagen mit höheren variablen Kosten ergänzt, bis die Deckung der Nachfrage erreicht wird. Jenes Kraftwerk das letztlich zur Deckung der Nachfrage geführt hat, bestimmt den Strompreis.^[19]

Bedingt durch den Anstieg der erneuerbaren Energieträger, die vielfach mit sehr geringen variablen Kosten und damit niedrigen Grenzkosten anbieten, werden teuer produzierende Kraftwerke aus dem Markt verdrängt. Dieses Phänomen wird Merit-Order-Effekt genannt.^[20]

Zur Veranschaulichung dienen folgende Abbildungen. Das erste Bild zeigt die Merit-Order vor dem verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energieträger und das zweite Bild zeigt die neue Merit-Order nach einem entsprechenden Ausbau der erneuerbaren Energieträger. Damit wird die Preisminderung, zu sehen an der verschobenen Kurve, veranschaulicht.^[21]

Abbildung 2- 3 : Strompreisbildung an der Börse laut Merit-Order

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Next Kraftwerke (o.J.)

Abbildung 2- 4 : Strompreisbildung an der Börse: Veranschaulichung Merit-Order Effekt

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Next Kraftwerke (o.J.)

Dieser Merit-Order-Effekt wurde in Studien belegt, indem man die Day-Ahead Strompreise mit der Einspeisung erneuerbarer Energieträger in Zusammenhang gesetzt hat. Der Effekt war dabei in mehreren EU-Mitgliedsländern, auch mit unterschiedlichen Anteilen an Ökostrom, feststellbar.^[22]

Erneuerbare Energieträger haben ebenso in einer kurzfristigen Betrachtung Einfluss auf den Strommarktpreis. Das folgende Beispiel zeigt, dass aufgrund gestiegener Solarstromproduktion auch in den ursprünglichen Spitzenlastzeiten Rückgänge im Strompreis zu verzeichnen sind. Temporär kommt es in solchen Fällen dazu, dass konventionelle Kraftwerke vollständig aus dem Markt verdrängt werden und die Strompreise zu diesen Zeitpunkten nahe null oder negativ sind.^[23]

Abbildung 2- 5 : Einfluss von Photovoltaik-Strom auf die Preisentwicklung am Spotmarkt

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Haas (2015), S. 27.

In den folgenden zwei Abbildungen kommt diese Volatilität der Strommärkte noch stärker zum Vorschein. Darin sind die jeweils höchsten, niedrigsten sowie die durchschnittlichen Preise am Day-Ahead-Markt für die Jahre 2008 bis 2014 veranschaulicht. Die Daten für diese Darstellung wurden von EPEX Spot, der Börse für kurzfristigen Stromgroßhandel in Deutschland, Frankreich, Österreich, der Schweiz und Luxemburg, entnommen. Die extremen positiven wie negativen Preisspitzen erschweren eine betriebswirtschaftlich angelegte Einsatzplanung von Kraftwerken sowie damit in Verbindung stehende Investitionskalkulationen. Zu sehen ist ebenso, dass selbst die Durchschnittspreise erheblichen Schwankungen unterliegen, womit der Effekt der mangelnden Planbarkeit verstärkt wird.

Abbildung 2- 6 : Preise am stündlichen Day-Ahead-Markt für die Jahre 2008 - 2014

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Zöphel/Müller (2016), S. 11.

Eine ähnliche Entwicklung mit noch extremeren Spitzen gab es am Intraday-Markt, wobei sich auch hier die durchschnittlichen stündlichen Preise in dem Zeitraum von ca. 65 Euro/MWh im Jahr 2008 auf knapp über 30 Euro/MWh im Jahr 2014 halbierten.

Abbildung 2- 7 : Preise am stündlichen Intraday-Markt für die Jahre 2008 - 2014

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Zöphel/Müller (2016), S. 12.

Abseits der kurzfristigen Betrachtungsweise und des generellen Trends zu niedrigeren Strompreisen aufgrund des Merit-Order-Effektes unterlag der Strommarktpreis in den vergangenen Jahren auch in einer längerfristigen Betrachtung zum Teil extremen Schwankungen. Dazu werden in der folgenden Abbildung die durchschnittlichen Quartals-Marktpreise im Großhandel dargestellt. Diese zeigen, dass die Preisentwicklung im Anschluss an einen Anstieg vom Jahr 2003 bis ins Jahr 2008, abgesehen von einem zwischenzeitlichen Ansteigen im Jahr 2011, nach unten ging. Seit Anfang 2016 hat sich dieser Trend wieder leicht nach oben gewendet. Der Preis liegt aktuell im zweiten Quartal 2017 ca. bei der Hälfte der Preise aus den Jahren 2006 und 2011 bzw. bei knapp einem Drittel vom Jahr 2008 bzw. etwa auf dem Niveau vom Jahr 2004.^[24]

Abbildung 2- 8 : Strommarktpreisentwicklung 1. Quartal 2003 - 2. Quartal 2017

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: E-Control (o.J.c)

Zusammenfassend betrachtet zeigen diese Abbildungen, dass die Entwicklungen auf den Strommärkten in den vergangenen Jahren sehr volatil verlaufen sind. Zudem sind die Strompreise tendenziell gesunken.

2.3.2 Auswirkung erneuerbarer Energieträger auf die Netzstabilität

Stimmen Angebot und Nachfrage nicht genau überein, wie dies etwa nach einem Kraftwerks- oder Produktionsausfall der Fall sein kann, wird über Ausgleichsenergie das Gleichgewicht am Strommarkt wieder hergestellt.^[25] Neben dieser beschriebenen Ausnahme-Situation aufgrund eines technischen Gebrechens bewirkt auch der Anstieg der volatil einspeisenden erneuerbaren Energieträger ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage. Folgende Abbildung zeigt den Zusammenhang zwischen der Entwicklung des geförderten Ökostroms in Österreich und den angeforderten Ausgleichsenergiemengen. Es ist zu sehen, dass die Entwicklung des Ausgleichsenergiebedarfs, mit der orangen Linie gezeigt, in etwa mit dem Ausbau der geförderten Windkraft, symbolisiert über den hellblauen jeweils rechts stehenden Balken, einhergeht.^[26]

Abbildung 2- 9 : Entwicklung der Ausgleichsenergiemengen in GWh

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: E-Control (2016), S. 33.

Steigende Mengen an volatiler erneuerbarer Energieträger erhöhen demnach auch den Bedarf an Ausgleichsenergie um die Netzstabilität aufrecht zu halten. Dies liegt daran, dass aufgrund witterungsbedingter Produktionsschwankungen die Prognosen für Wind- und Solarenergie nicht exakt möglich sind.^[27] Diese Ausgleichsenergie wird von regelbaren Kraftwerken zur Verfügung gestellt, die zum Teil bereits nach wenigen Sekunden ihre Einspeiseleistung erhöhen oder senken können.^[28]

Das im Folgenden in zwei Abbildungen dargestellte Praxisbeispiel der APG^[29] erweitert diesen Befund um eine internationale Betrachtung. Die erste Abbildung zeigt die Lastdeckung, also die Energiequellen um die Stromnachfrage zu decken. Gezeigt wird die dritte Kalenderwoche des Jahres 2017 in Österreich. Die Last wird mit der durchgehenden roten Linie dargestellt. Darunter liegen die einzelnen Energieträger, die zur Deckung der Last beitragen.^[30]

Abbildung 2- 10 : Lastdeckung APG in der 3. KW 2017 laut Marktergebnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Christiner (2017), S. 14.

Der weiße Bereich unter der Lastkurve zeigt, dass relativ große Mengen des Strombedarfes über Importe am Strommarkt zugekauft wurden. Dies bedeutet, nachdem die darauf folgende Grafik zeigt, dass in Österreich grundsätzlich genügend Kraftwerkskapazitäten vorhanden wären, dass es entsprechend der Merit-Order günstiger war, Strom zuzukaufen anstatt ihn in Österreich zu produzieren.

Dabei dürfte es sich laut Einschätzung des Autors in erster Linie um den zu relativ günstigen Grenzkosten produzierten Windkraft-Strom aus Deutschland handeln, dessen installierte Leistung in den vergangenen Jahren rasant gestiegen ist.^[31] Auch die Volatilität dieser Windenergie kommt in der Abbildung bei einem Vergleich vom 17. mit dem 19. Jänner 2017 zum Vorschein. Am Dienstag standen ca. 2.000 MW Windkraft zur Verfügung, wohingegen am Donnerstag beinahe keine Windkrafteinspeisung erfolgte.

Die zweite Grafik zu dem Beispiel veranschaulicht die tatsächliche Lastdeckung in derselben Woche unter Einbeziehung der von Österreich aus getätigten Ausgleichsenergie-Maßnahmen. Diese werden, wie am breiten grauen Balken ersichtlich wird, primär über Gaskraftwerke, bewerkstelligt.^[32]

Abbildung 2- 11 : Tatsächliche Lastdeckung APG in der 3. KW 2017 inklusive Ausgleichsenergie

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Christiner (2017), S. 18.

Aufgrund des oben beschriebenen Merit-Order-Effektes werden die dafür notwendigen Gaskraftwerke zunehmend unrentabel. Diese Situation birgt die Gefahr, dass diese Kraftwerke außer Betrieb genommen werden, obwohl sie bei einem geringen Wind- und Solarstromdargebot als Ausgleichskraftwerke gebraucht werden würden. Stromengpässe oder Stromausfälle wären die Folge.^[33]

Bei intensiverer Analyse der beiden Abbildungen kommen auch Fragestellungen der Versorgungssicherheit zum Vorschein. Würden laut der oberen Abbildung 2-10 die wenigen im Markt befindlichen Gaskraftwerke auch aus dem Markt gedrängt werden, wäre die Importabhängigkeit und somit die potenzielle Versorgungsunsicherheit des österreichischen Strommarktes relativ hoch. Dieser Umstand kann als Argumentation für einen Bedarf an Kapazitätsmechanismen verwendet werden. Zudem müsste man sich, unabhängig von der geographischen Situierung der Kraftwerke, die Frage stellen, aus welchen Energiequellen diese offensichtlich benötigten Ausgleichsenergiemengen anstelle der Gaskraftwerke zur Verfügung gestellt werden kann um Stromausfälle zu verhindern. Auch um das zu beantworten, gelangt man unter anderem auf die Lösungsmöglichkeit über Kapazitätsmechanismen, wie später noch dargestellt werden wird.

[...]

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^[1] Soweit personenbezogene Bezeichnungen nur in männlicher Form angeführt sind, beziehen sie sich auf Frauen und Männer in gleicher Weise.

^[2] Vgl. Europäische Kommission (2015a), S. 14f.

^[3] Vgl. Europäische Kommission (o.J.a)

^[4] Vgl. Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament, den Rat, den Wirtschafts- und Sozialausschuss, den Ausschuss der Regionen und die Europäische Investitionsbank.

^[5] Vgl. Kemfert (o.J.)

^[6] Vgl. Europäische Kommission (2016a)

^[7] Vgl. ebenda

^[8] Vgl. Welisch/Resch/Ortner (2016), S. 1.

^[9] Österreichischen Regulierungsbehörde für Strom und Erdgas

^[10] Vgl. E-Control (2015), S. 16.

^[11] Vgl. Konsolidierte Fassung des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union. Amtsblatt Nr. C 326 vom 26/10/2012 S. 0001 – 0390

^[12] Vgl. Schwarze (2012), S. 47. & E-Control (o.J.a)

^[13] Vgl. ebenda

^[14] Vgl. Mecke (o.J.)

^[15] Vgl. Paschotta (2013a)

^[16] Vgl. Energieauktion (o.J.)

^[17] Vgl. Stoll (2012), S. 9f.

^[18] Vgl. E-Control (o.J.b)

^[19] Vgl. Genoese (o.J.)

^[20] Vgl. Welisch/Resch/Ortner (2016), S. 1.

^[21] Vgl. Next Kraftwerke (o.J.)

^[22] Vgl. Welisch/Resch/Ortner (2016), S. 1f.

^[23] Vgl. Haas (2015), S. 27.

^[24] Vgl. E-Control (o.J.c)

^[25] Vgl. E-Control (o.J.b)

^[26] Vgl. E-Control (2016), S. 33.

^[27] Vgl. Paschotta (2013b)

^[28] Vgl. Kästner/Kießling (2016), S. 137.

^[29] APG = Austrian Power Grid AG. Die APG ist in Österreich der Übertragungsnetzbetreiber und als solcher für die Beschaffung von Ausgleichsenergie zur Netzstabilisierung verantwortlich.

^[30] Vgl. Christiner (2017), S. 14.

^[31] Vgl. Bundesverband Windenergie (2016)

^[32] Vgl. Christiner (2017), S. 18.

^[33] Vgl. Paschotta (2013a)