Endlich ist ein Gesetzentwurf für die Ausschreibungen von Kraftwerkskapazitäten verfügbar. Der Gesetzentwurf ist mit der EU abgestimmt, muss aber nach Verabschiedung noch genehmigt werden. Im Zuge des Gesetzgebungsverfahrens kann es noch zu Änderungen kommen, aber die Eckpunkte und das Konzept dürften so Bestand haben.
Das Gesetz sieht die Einführung eines Kapazitätsmarktes für den Zeitraum 01.11.2031 bis 31.10.2032 vor. Für den Zeitraum danach soll 2027 ein weiteres Gesetz folgen. In dem Gesetz wird es dann auch eine oder mehrere neue Umlagen geben, die die Kosten für die Kapazitäten auf die Stromverbraucher umlegen. Die Bundesregierung hat sich grundsätzlich für einen zentralen Kapazitätsmarkt, wie es ihn z.B. in Polen oder Belgien gibt, entschieden. Die Bundesnetzagentur legt den Kapazitätsbedarf fest.
Der Bedarf an zusätzlichen Kapazitäten bis 2035 wird im Versorgungssicherheitsbericht der Bundesnetzagentur je nach Annahmen auf 12,5 bis 25,6 GW geschätzt, wobei ein zügiger Ausbau von Stromnetzen und Erneuerbaren Energien unterstellt wird.
Um die Wirkung verschiedener Technologien für die Versorgungssicherheit vergleichen zu können, wird der Begriff der reduzierten Leistung (rMW) eingeführt. Die reduzierte Leistung ergibt sich aus installierter Nettonennleistung mal dem technologiespezifischen Reduktionsfaktor. Dieser wird für die ersten Ausschreibungen im Gesetz festgelegt (im Entwurf keine Zahlen) und für spätere Ausschreibungen nach festgelegten Methoden von der Bundesnetzagentur und dem Wirtschaftsministerium ermittelt.
Das Gesetz sieht drei Teile vor:
- Zwei Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten in Höhe von jeweils 4,5 rGW (also reduzierte Leistung) im September und Dezember 2026 für einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren beginnend mit dem 01.11.2031. Diese Kapazitäten müssen jederzeit bereits nach einer Stunde und mindestens zehn Stunden lang ohne Unterbrechung zur Verfügung stehen (Höchsterbringungsdauer). Neben Kraftwerken können grundsätzlich auch Batteriespeicher teilnehmen. Allerdings dürften Batterien hier eher weniger zum Zug kommen. Es wird von einem Reduktionsfaktor von 0,9 ausgegangen, so dass die installierte Kapazität nach diesen beiden Ausschreibungen 10 GW beträgt. Es muss sich um Neuanlagen handeln. Pools ab 2 rMW mit gleicher Technologie sind zulässig.
- Im Mai 2027 werden 2 GW Erzeugungskapazitäten (Kraftwerke und Batterien) ausgeschrieben. Auch hier muss es sich um Neuanlagen handeln, und der Verpflichtungszeitraum beträgt 15 Jahre.
- Im Oktober 2027 und 2029 werden weitere Kapazitäten technologieoffen ausgeschrieben. Hier können sich auch Speicher/Batterien, flexible Lasten, Anlagenpools mit verschiedenen Technologien und Kleinanlagenpools (Pools mit Einzelanlagen <2 rMW) und Bestandsanlagen beteiligen. Der Umfang der Ausschreibungen wird von der Bundesnetzagentur anhand der jeweils jüngsten Versorgungssicherheitsberichte bestimmt. Die Verpflichtungszeiträume werden nach 1, 7 und 15 Jahren differenziert.
Für alle Anlagen gilt:
Die CO2-Emissionen der Anlage dürfen 550 g/kWh nicht übersteigen. Das ist für offene Gasturbinen ambitioniert, aber machbar. Die Anlagen müssen über einen entsprechenden Netzanschluss oder eine verbindliche Zusage hierüber verfügen. Die Anlagenmindestgröße beträgt 1 rMW. Eine Kombination mit anderweitigen Förderungen (z.B. EEG, KWKG) ist ausgeschlossen. Anlagen müssen eine Präqualifizierung beim Übertragungsnetzbetreiber vorweisen; für die Ausschreibungen nach Ziff. 1 können diese nachgereicht werden. Anlagenpools dürfen nicht größer als 500 MW sein. Anlagenpools werden von Aggregatoren gemanaged. Die Anforderungen an Anlagen gelten auch für jede Poolanlage.
Erzeugungsanlagen, die für 15 Jahre ein Gebot abgeben, mindestens 10 MW Leistung haben oder in Hoch- oder Höchstspannung angeschlossen sind, müssen jederzeit Momentanreserve liefern können. Erneuerbare Energieanlagen (ohne Biomasse) und Batterien sowie ihre wesentlichen Komponenten müssen jeweils zu mindestens 50% im europäischen Wirtschaftsraum hergestellt worden sein, wenn der Verpflichtungszeitraum 15 Jahre beträgt.
Es sind Mindestinvestitionsschwellen von 431 €/rkW bei 15 Jahren Verpflichtungszeitraum bzw. 201 €/rkW für 7 Jahre Verpflichtungszeitraum sichergestellt. Die Zahlen lassen vermuten, dass dem Gesetzgeber für 15 Jahre eher GUD-Kraftwerke und für 7 Jahre eher offene Gasturbinen vorschweben, sofern es bei letzterer nicht auf Batterien hinausläuft.
Erdgaskraftwerke, die für einen 15-Jahreszeitraum bieten, müssen wasserstofffähig sein und spätestens zum 31.12.2045 auf Wasserstoff umgestellt werden. 2 GW müssen bereits 2040 und weitere 2 GW 2043 auf Wasserstoff umgestellt werden.
Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur durchgeführt. Die Abwicklung der Zahlungen fällt den Übertragungsnetzbetreibern zu. Es sind Sicherheiten zu hinterlegen und Pönalen zu zahlen, wenn Anlagen nicht wie angekündigt errichtet werden.
Zuschlagskriterium sind die angebotenen Kapazitätspreise pro Jahr bezogen auf die reduzierte Leistung (€/rMW/a). Allerdings werden für Anlagen in Süddeutschland (Hessen, Bayern, Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz, Nordrhein-Westfalen und Saarland) vor der Erstellung der Gebotsreihenfolge 16 €/rkW/a von den Gebotspreisen abgezogen, so dass diese in der Rangfolge nach oben rutschen. Das gilt aber nicht für beliebig viele Gebote. Ähnlich wie beim EEG gibt es zudem Höchstwerte für Gebote, für den Fall, dass es keinen ausreichenden Wettbewerb gibt.
Kapazitätsverpflichtungen, die sich aus den Gebotszuschlägen ergeben, können (teilweise) an andere Unternehmen und/oder an andere Anlagen übertragen werden, sofern diese präqualifiziert sind. Die Übertragung bedarf der Genehmigung.
Die Übertragungsnetzbetreiber sind berechtigt, während der Verpflichtungszeit Funktionstests durchzuführen. Auch die beste Anlage ist nicht immer verfügbar, was pauschal in dem Reduktionsfaktor zum Ausdruck kommt. Die tatsächliche Verfügbarkeit der Anlage wird mit einem Verfügbarkeitsindikator bewertet. Anlagenbetreiber sind verpflichtet, die Anlage verfügbar zu halten, nicht jedoch, sie einzusetzen.
Mit dem Verfügbarkeitsindikator kommt ein Marktelement in den Mechanismus, das ähnlich wie die Ausgleichsenergiepreise wirkt, also für Nicht-Eingeweihte kompliziert ist. Einige Anbieter werden in den Hochpreisphasen mehr als die Zuschlagsleistung zur Verfügung haben, andere weniger. Wenn in Summe mehr Leistung zur Verfügung stand als benötigt, ist der Verrechnungspreis Null. War die Summe der zur Verfügung stehenden Leistungen hingegen zu gering, erhalten Anlagenbetreiber, die einen Verfügbarkeitsüberschuss hatten, den Verrechnungspreis, die anderen zahlen ihn. Es ist möglich, präqualifizierte Kapazitäten ohne Zuschlag (ungebundene) zur Erfüllung der Verpflichtung hinzuzuziehen, z.B. wenn das Kraftwerk ausgefallen ist. Dazu geben diese Anlagenbetreiber für einzelne Abrechnungsperioden Indikativangebote ab. Hier tut sich eine neue Spielwiese auf.
Es wird davon ausgegangen, dass es auch künftig zu Hochpreisphasen am Spotmarkt kommt. Eine Hochpreisphase liegt vor, wenn der Spotpreis über dem Ausübungspreis liegt. Der Ausübungspreis wird täglich für eine fiktive, offene Gasturbine mit einem Wirkungsgrad von 33% und aktuellen Gas- und CO2-Preisen ermittelt. Erlöse oberhalb dieses Preises muss der Anlagenbetreiber als Ausgleichszahlung an den ÜNB abführen, unabhängig davon, ob die Anlage tatsächlich in dem Zeitraum in Betrieb war. Das soll Anreiz schaffen, in diesen Zeiten auch Strom zu erzeugen. Außerdem handelt es sich um eine Form der Erlösabschöpfung (Claw Back). Ob das ausreicht, um dem Problem einer möglichen marktbeherrschenden Stellung durch heute schon marktstarke Kraftwerksbetreiber zu begegnen, wird sich zeigen.
Für die Erlöse des Anlagenbetreibers spielen somit neben dem Zuschlagspreis auch Verfügbarkeit und Stromerzeugung in Hochpreisphasen eine Rolle.