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Die Schweiz verfügt über eine grosse Stromerzeugungskapazität: Im Jahr 2016 betrug diese knapp 20’800 Megawatt, was etwa dem Doppelten der Jahreshöchstlast von knapp 10’500 Megawatt entspricht. Etwa 70 Prozent der Erzeugungskapazität in der Schweiz bestehen dabei aus Wasserkraft, welche Laufwasser-, Wasserspeicher-, und Pumpspeicherkraftwerke umfasst.
Aufgrund dieser hohen Kapazitäten ist die Stromversorgung in der Schweiz derzeit relativ sicher. Allerdings bringt die zusehende Verschiebung von gesicherter Leistung aus Kern-, Kohle- und Gaskraftwerken hin zu wetterabhängiger Erzeugung aus erneuerbaren Energien Unsicherheiten mit sich. Der Ausbau der Solar- und Windkraft in Europa hat in den letzten Jahren zu einer deutlichen Reduktion der Grosshandelspreise für Strom geführt. Es stellt sich daher die Frage, inwieweit der bestehende Marktmechanismus in der Lage ist, bei anhaltend hohen Anteilen erneuerbarer Energien ausreichende Anreize für (Re-)Investitionen in gesicherte Erzeugungsleistung wie beispielsweise Gaskraftwerke oder Wasserkraftwerke zu generieren, damit auch zukünftig Strom auch dann erzeugt werden kann, wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint.
Darüber hinaus ist die Verfügbarkeit der in der Schweiz vorherrschenden Wasserkraft in hohem Masse saisonal: Die mögliche Stromproduktion der Laufwasseranlagen ist im Sommer doppelt so hoch wie im Winter (siehe Abbildung 1). Analog sind die Wasserspeicher zum Ende des Sommers in der Regel reichlich gefüllt, während sie sich zum Ende des Winters – also kurz vor Eintreten der Schneeschmelze – regelmässig deutlich leeren (siehe Abbildung 2). Entsprechend ist die Schweiz traditionell im Sommer Stromnettoexporteur, während im Winter netto importiert wird.
Genügt das bestehende Marktdesign, um auch in Zukunft zu garantieren, dass eine ausreichende gesicherte Kraftwerksleistung und Energie im In- und Ausland zur Versorgung des Schweizer Strombedarfs zur Verfügung steht? Diese Frage hat das Forschungs- und Beratungsunternehmen Frontier Economics in zwei Studien im Auftrag des Bundesamtes für Energie (BFE) untersucht.[1]
Abb. 1: Erzeugungsprofil der Schweizer Laufwasserkraftwerke
Anmerkung: Stromerzeugung der Laufwasserkraftwerke am Mittwoch einer Woche.
Quelle: BFE-Elektrizitätsstatistik 2016, Berechnung Frontier Economics / Die Volkswirtschaft
Abb. 2: Entwicklung des Füllstands der Schweizer Speicherseen
Anmerkung: Speicherstände gemessen am Mittwoch einer Woche.
Quelle: BFE-Füllungsgrad der Speicherseen 2011 bis 2016, Berechnung Frontier Economics / Die Volkswirtschaft
Nur Energie wird gehandelt
Das Strommarktdesign in der Schweiz basiert wie in vielen anderen europäischen Ländern auf einem sogenannten Energy-only-Markt, auf dem nur Strommengen gehandelt und explizit vergütet werden. Das reine Bereitstellen von Kraftwerksleistung oder Energie, um diese im Bedarfsfall einzusetzen, wird hingegen nicht explizit vergütet. Die Strommengen werden dabei hauptsächlich auf dem Grosshandelsmarkt verkauft.
Für den Fall, dass Knappheiten am Markt auftreten, setzt das bestehende Marktdesign vor allem auf die Vorsorge der Marktakteure selbst. So müssen die Lieferanten sicherstellen, dass sie auch dann ihre Kunden beliefern, wenn nur wenig Strom am Markt verfügbar ist und die Preise extrem hoch werden können. Entsprechend müssen sie sich bei den Stromerzeugern absichern oder selbst bei Bedarf die Erzeugung sicherstellen. Eine weitere Option ist es, den Stromverbrauch der Verbraucher flexibel zu gestalten, indem beispielsweise energieintensive Geräte zu Spitzenzeiten abgeschaltet werden.
Bei den Kunden der Elektrizitätswerke sieht es ähnlich aus: Diese dürfen nur so viel Strom verbrauchen, wie sie vertraglich beziehen dürfen. Werden die Marktakteure diesen Bedingungen nicht gerecht, werden sie über hohe Zahlungen – im Rahmen des Ausgleichsenergiepreises, der dem Systembetreiber Swissgrid für den Strombezug zu zahlen ist – «bestraft». Ein relativ hoher Preis setzt hier einen Anreiz für Marktakteure, gesicherte Leistung und Energie für den Knappheitsfall zurückzubehalten.
Auch beim Aufbewahren von Wasser in Speicherkraftwerken für die Zeit vor der Schneeschmelze im Frühjahr gilt das Prinzip der Eigenverantwortung. Die Marktakteure schätzen die Risiken von Versorgungsengpässen gegen Ende des Winters selbst ein und halten entsprechende Reserven bereit, um selbst bei ausbleibender Schneeschmelze noch Kunden mit Strom beliefern zu können. Dies gilt auch dann, wenn zum Beispiel im Januar oder Februar Strom zu hohen Preisen in das europäische Ausland verkauft werden könnte, da dort zu diesen Zeiten Stromknappheiten auftreten.
Zusammengefasst lässt sich sagen: Grundsätzlich gewährleistet das Marktdesign in der Schweiz ein ökonomisch effizientes Mass an Versorgungssicherheit. Dennoch gibt es Möglichkeiten, das Marktdesign weiter zu stärken, falls dies politisch verlangt wird. Beispielsweise können bei den erwähnten Ausgleichszahlungen an Swissgrid Anpassungen gemacht werden. Es wäre zum Beispiel denkbar, die im Falle einer Knappheit von Marktakteuren zu bezahlenden Ausgleichsenergiepreise künstlich zu erhöhen, um zusätzliche Anreize für eine Absicherung zu schaffen. Weiter könnte der kurzfristige Handel in der Schweiz gestärkt werden, indem die Liquidität der Kurzfristmärkte erhöht wird. Letzteres ist insbesondere durch eine verstärkte Integration des Schweizer Strommarktes in die Marktstruktur der Nachbarländer möglich.
Kapazitätsmechanismen als Option
Ein sinnvoll gestaltetes Energy-only-Marktdesign sichert auf Basis von Marktsignalen ein ökonomisch effizientes Versorgungssicherheitsniveau. Um die Versorgungssicherheit über dieses Niveau hinaus zu garantieren, wird in vielen Ländern über die Einführung von sogenannten Kapazitätsmechanismen nachgedacht. Das heisst: Zusätzlich zur Stromerzeugung würde auch das Bereitstellen von Kraftwerksleistung und die Flexibilität der Konsumenten bei der Stromnachfrage vergütet werden. Damit würden finanzielle Anreize gesetzt, neue Kapazitäten zu bauen beziehungsweise bestehende Kapazitäten länger in Betrieb zu halten.
Welche Kapazitätsmechanismen könnten in der Schweiz eingesetzt werden? Eine Möglichkeit wäre, eine strategische Reserve für den Notfall bereitzustellen. Alternativ könnten umfassende Kapazitätsmechanismen wie eine dezentrale und eine zentrale Leistungsverpflichtung sowie zwei in der Branche entwickelte Mechanismen, das Modell der Contracts for Differences (CfD) für Wasserkraftanlagen und das Versorgungssicherheits- und Klimamarktmodell (VKMM), aufgegleist werden.
Unsere Analyse zeigt: Unter Einbeziehung von Kriterien wie Effizienz, Komplexität, Regulierungsrisiken sowie Kompatibilität der Mechanismen mit dem EU-Recht stellt die strategische Reserve die kostengünstigste Zusatzabsicherung dar. Gleichzeitig ist der Markteingriff vergleichsweise gering. Demgegenüber erlauben die umfassenden Kapazitätsmechanismen zwar mehr Steuerung, sie sind jedoch teurer, komplex und schwer zu revidieren, wenn sie einmal eingeführt worden sind. Die beiden von der Branche vorgeschlagenen Modelle zeichnen sich schliesslich durch mehrfache Zielstellungen aus, wodurch sie letztendlich nicht in der Lage sind, das Versorgungssicherheitsniveau in der Schweiz effizient zu erhöhen.
Sofern politisch eine grössere Versorgungssicherheit gewünscht wird, bietet sich somit für die Schweiz in erste Linie die Einführung einer strategischen Reserve an. In der Praxis könnte dies folgendermassen aussehen: Eine zentrale Instanz sichert sich vertraglich Kraftwerkskapazitäten (beziehungsweise Stromerzeugung wie Speicherwasser), die nur und ausschliesslich in physischen Knappheitssituationen in der Schweiz eingesetzt werden. Dabei gilt es zahlreiche Ausgestaltungsparameter zu spezifizieren. Zum Beispiel muss definiert werden, welches Produkt vorzuhalten ist (zum Beispiel Kraftwerksleistung und/oder Speicherwasser), welche Technologien an der Reserve teilnehmen dürfen, nach welchen Regeln die Reserve abgerufen wird und welche Strafen drohen, wenn ein Teil der Reserve im Notfall nicht geliefert werden kann. Für die optimale Ausgestaltung der Reserve wäre allerdings zunächst zu klären, gegen welches Risiko man sich absichern möchte – also zum Beispiel, ob das primäre Ziel die Energieverfügbarkeit zum Ende des Winters ist oder zusätzliche Stromerzeugungskapazität.
EU-Recht als Knackpunkt
Will man sich gegen extrem seltene Ereignisse wie etwa leere Wasserspeicherstände am Ende des Winters absichern, so ist eine Reserve, die auf Speicherkraftwerken basiert, grundsätzlich gut geeignet, eine temporäre Eigenversorgung sicherzustellen. Aufgrund der Technologiespezifität der Reserve ist die Kompatibilität mit dem EU-Recht, die im Zuge eines angestrebten bilateralen Stromabkommens zwischen der EU und der Schweiz erforderlich wäre, jedoch herausfordernd.
Demgegenüber sind Reserven, die auf den Neubau thermischer Kraftwerke setzen, voraussichtlich mit dem EU-Recht kompatibel und erlauben auch die Abdeckung sehr unspezifischer Versorgungssicherheitsrisiken aufgrund von temporärem Marktversagen. Allerdings sind gegenüber einer Speicherreserve deutlich höhere Kosten zu erwarten, die letztendlich vom Verbraucher zu zahlen sind. Eine technologieneutrale Reserve, welche thermische Kraftwerksneubauten, Wasserkraftwerke und Nachfrageflexibilität gleichermassen einschliesst, hat zwar aufgrund des Technologiewettbewerbs die Möglichkeit, deutlich günstiger zu sein. Die damit verbundene Notwendigkeit, verschiedene Technologien und Anwendungen hinsichtlich ihres Beitrags zur Versorgungssicherheit miteinander vergleichbar zu machen, erhöht jedoch ihre Komplexität deutlich.
- Frontier Economics (2017) sowie Frontier Economics und Consentec (2018).