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Energy-only-Markt

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Akronym: EOM

Definition: ein Energiemarkt, bei dem nur tatsächliche Energielieferungen vergütet werden, nicht aber die Bereitstellung von Leistung

Englisch: energy-only market

Kategorien: elektrische Energie, Energiepolitik

Autor: Dr. Rüdiger Paschotta

Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen

Ursprüngliche Erstellung: 16.04.2013; letzte Änderung: 19.11.2014

Für den Strommarkt im Bereich des Großhandels gibt es “Marktdesigns” mit sehr unterschiedlichen Regeln. An der u. a. für Deutschland relevanten Leipziger Strombörse (EEX) wird bislang ein sogenannter Energy-only-Markt betrieben. Das bedeutet, dass hier Energielieferungen gehandelt werden, wobei Zahlungen nur für tatsächlich gelieferte Energiemengen erfolgen. Dagegen gibt es keine Vergütungen dafür, dass Kraftwerksleistung vorgehalten wird, um sie bei Bedarf zur Verfügung zu stellen.

Obwohl dieser Energy-only-Markt bislang gut funktioniert hat, bestehen Zweifel daran, dass damit auch zukünftig ein ausreichendes Maß an Versorgungssicherheit erzielt wird. Es haben sich nämlich zwei grundlegende Aspekte wesentlich verändert bzw. verändern sich noch weiter:

Die Rahmenbedingungen für die Stromerzeuger haben sich stark geändert und ändern sich weiter.

Somit besteht also die Gefahr, dass die Betreiber viele solche Kraftwerke, die aufgrund der neuen Marktsituation immer seltener Energie liefern können, ganz außer Betrieb nehmen werden. Dann fehlen aber Kapazitäten, die zu Zeiten geringen Wind- und Solarstromangebots gebraucht werden könnten.

Kann ein Energy-only-Markt auch zukünftig ausreichende Anreize für die Erhaltung der benötigten Kraftwerkskapazitäten bieten?

Im Prinzip liefert auch ein Energy-only-Markt Anreize dafür, Kraftwerke für Zeiten mit Engpässen vorzuhalten. Eine Verknappung solcher Kapazitäten verursacht nämlich bei Engpässen scharf ansteigende Börsenstrompreise, so dass mit diesen Reservekraftwerken an solchen Tagen hohe Erträge erwirtschaftet werden können. Allerdings sind die Unsicherheiten für alle Beteiligten sehr groß; es lässt sich nicht zuverlässig prognostizieren, wie oft solche Situationen eintreten werden und wie viel damit für den Erhalt der Kraftwerke erwirtschaftet werden kann. (Unsicherheiten entstehen u. a. durch die konjunkturelle Entwicklung, die Inbetriebnahme oder Außerbetriebnahme anderer Kraftwerke und mögliche Änderungen der Energiepolitik.) Übrigens kommen die von den Verbrauchern zu Engpasszeiten gezahlten hohen Preise nur zum geringeren Teil den Betreibern von Reservekraftwerken zugute, da alle anderen Kraftwerke (z. B. auch Grundlastkraftwerke) genauso davon profitieren; dies sind Mitnahmeeffekte.

Manche Fachleute sehen nun die Gefahr, dass aufgrund zu großer Unsicherheiten ein Marktversagen eintritt, welches zu ernsten Engpässen führt, sogar zu Stromausfällen und den damit verbundenen volkswirtschaftlichen Einbußen [1, 2]. Darüber, dass dies verhindert werden muss, besteht ein weit reichender Konsens. Allerdings gibt es auch Stimmen [4], die das Marktversagen nicht befürchten, weil sie gewisse bereits vorhandene stabilisierende Effekte, die ggf. durch gezielte Eingriffe noch gestärkt werden könnten, für ausreichend halten. Stabilisierend wirken können unbedingte Lieferverpflichtungen im Rahmen von Strombezugsverträgen; um Vertragsverletzungen und daraus resultierende Sanktionen zu vermeiden, versuchen die Anbieter, die verfügbare Leistung zu sichern. Auch das Erfordernis, bei nicht ausreichenden Lieferungen Ausgleichsenergie bezahlen zu müssen, bedeutet einen Anreiz in dieser Richtung.

Kapazitätsmechanismen für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit

Ein Kapazitätsmarkt ist eine der Optionen, um die Versorgungssicherheit zu bewahren.

Um die beschriebene Problematik zu entschärfen, werden z. Zt. diverse Möglichkeiten diskutiert, Kapazitätsmechanismen als Ergänzung zum Energy-only-Markt einzuführen:

In der ökonomischen Wissenschaft herrscht bisher kein Konsens darüber, ob eine strategische Reserve dauerhaft ausreicht oder ob die (kompliziertere) Einrichtung eines Kapazitätsmarkts volkswirtschaftlich sinnvoll wäre. Es ist nämlich schwierig, diese Frage entweder theoretisch oder auch empirisch zu klären. In jedem Falle gibt es weitere Unsicherheiten in Bezug auf die genaue Ausgestaltung dieser Instrumente. Eine sinnvolle Einbettung in das europäische Umfeld, welches recht heterogene und ebenfalls veränderliche Verhältnisse zeigt, ist ein weiterer wichtiger Aspekt.

Literatur

[1]“Untersuchungen zu einem zukunftsfähigen Strommarktdesign”, Gutachten des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln im Auftrag von dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) (2012)
[2]M. Nicolosi, “Notwendigkeit und Ausgestaltungsmöglichkeiten eines Kapazitätsmechanismus für Deutschland”, Zwischenbericht für das Umweltbundesamt (12/2012), http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/notwendigkeit-ausgestaltungsmoeglichkeiten-eines
[3]“Praktikabel umsetzbare Ausgestaltung einer Strategischen Reserve”, Gutachten von Consentec (2012), https://www.bdew.de/internet.nsf/id/DE25DA82980983ACC1257A850044A10B/$file/Consentec_BDEW_StrategischeReserve_Ber_20120925.pdf
[4]M. Janssen et al., “Strommarkt in Deutschland - Gewährleistet das derzeitige Marktdesign Versorgungssicherheit?”, Artikel in “Energiewirtschaftliche Tagesfragen”, http://www.et-energie-online.de/AktuellesHeft/Topthema/tabid/70/Year/2014/Month/9/NewsModule/423/NewsId/1089/Strommarkt-in-Deutschland--Gewahrleistet-das-derzeitige-Marktdesign-Versorgungssicherheit.aspx

(Zusätzliche Literatur vorschlagen)

Siehe auch: Strommarkt, Versorgungssicherheit, Erneuerbare-Energien-Gesetz, Energiepolitik
sowie andere Artikel in den Kategorien elektrische Energie, Energiepolitik

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