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Per 1. Januar 2017 hat Frankreich einen Kapazitätsmarkt gestartet. Dieser Artikel beleuchtet einige Details und erklärt, wie sich das System auf den Strommarkt auswirken könnte.
Nach sechs Jahren an Konsultationen und Adaptionen hat die Europäische Kommission im November 2016 grünes Licht für den Start des französischen Kapazitätsmarktes per 1. Januar 2017 gegeben. Hierbei wird nicht mit produzierter Strommenge, sondern mit bereitgestellter gesicherter Leistung gehandelt.
In dem französischen Modell müssen sich Stromversorger bei Anbietern von Kapazitätsgarantien, beispielsweise Kraftwerken oder Lastmanagern, mit Zertifikaten eindecken, die zur Bereitstellung von Leistung oder zur Senkung von Last verpflichten. Diese sollen Zeiten abdecken, in denen der nationale Strombedarf am grössten ist, und können direkt oder über regelmässige, öffentliche Auktionen gehandelt werden.
Eine der von der Kommission durchgesetzten Änderungen besteht darin, dass Kapazitäten von rund 7GW ab 2019 auch durch Anbieter aus Nachbarstaaten bezogen werden können. Die Kommission hat ausserdem darauf bestanden, dass Zertifikate unter bestimmten Bedingungen mit einer Laufzeit von sieben Jahren statt der derzeit üblichen Laufzeit von einem Jahr vergeben werden können, um so neuen Anbietern Planungssicherheit für ihre Investitionen zu geben.
Weitere von der Kommission durchgesetzte Massnahmen sind ein historischer Datenvergleich, um die Kapazitätsangaben der Anbieter zu überprüfen und sicherzustellen, dass nicht zu wenige Zertifikate ausgestellt werden, um somit die Preise künstlich in die Höhe zu treiben. Ferner müssen grössere Anbieter bei den Auktionen bestimmte Mindestmengen an Zertifikaten bereitstellen, um die Liquidität auf dem Kapazitätsmarkt zu erhöhen.
Warum das Ganze?
Frankreich ist besonders im Winter anfällig für Stromengpässe, da die Stromnachfrage durch einen hohen Heizbedarf getrieben wird und das Land gleichzeitig stark von der vergleichsweise unflexiblen Kernkraft abhängig ist. Zu Winterzeiten bedeutet ein Abfall der Temperatur um 1 Grad Celsius, dass rund 2,400MW mehr Leistung benötigt werden.
Mit der extremen Kälteperiode im Februar 2012, an welcher der Strom am Grosshandelsmarkt in einzelnen Stunden knapp 2,000€/MWh kostete, wurde klar, dass in Frankreich ohne Importe aus den Nachbarländern die Stromversorgung ausgefallen wäre. In der betroffenen Periode importierte Frankreich bis zu 9GW aus Nachbarländern, also bis zu 9% des inländischen Stromverbrauchs.
Was bedeutet der Kapazitätsmarkt?
Unter dem französischen Kapazitätsmarktregime werden Stromversorger verpflichtet, sich mit Kapazitätsgarantien für vom Netzbetreiber RTE deklarierte Spitzenzeiten einzudecken. Versorger, die dieser Verpflichtung nicht nachkommen, werden mit Strafen belangt. Einer der wichtigsten Punkte ist, dass der Markt eine rein physische Abwicklung vorgibt. Die effektive Verfügbarkeit auf Seiten der Versorger wird durch den Netzbetreiber RTE überprüft.
Der Markt wird sowohl im bilateralen Handel wie auch über die EPEX Spot Börse abgewickelt. Für das erste Lieferjahr 2017 gab es keinen Vorlauf: im «fertig entwickelten» Markt sind vier Jahre Vorlauf Standard (siehe Chart).
Wichtig ist auch, dass der Kapazitätsmarkt nur die Wintermonate betrifft (Januar-März sowie November-Dezember), und hier exklusiv an 10-25 Tagen/Jahr zwischen 7 Uhr und 15 Uhr und von 18 bis 20 Uhr. «Gefahrentage» werden vom Netzbetreiber RTE jeweils am Vortag vor 10:30 Uhr deklariert. An einem solchen Gefahrentag muss ein Anbieter von Kapazitätsgarantien die verkaufte Leistung verfügbar haben bzw. die angegebene Last einsparen; kommt er seiner Verpflichtung nicht nach, muss er Strafe zahlen. Die Kraftwerksbetreiber werden während dieser Zeiten ebenfalls für den verkauften Strom am Markt entschädigt. Stromhändler allerdings werden wie bisher auch nicht auf solche Warnungen warten, sondern weiterhin in Einbezug von Prognosen zu Wetter und Verfügbarkeiten der Kraftwerke handeln.
Einfluss auf den Markt
Frankreich ist einer der volatilsten Märkte, in welchem die Preise traditionell höher sind als in Deutschland; dies nennt man im Fachjargon Risikoprämie. Liegt kein Risiko vor, sind die Preise näher beieinander; in einer Risikophase allerdings geht der Preisspread auseinander.
Ein Einfluss des Kapazitätsmarktes auf den «reinen» Energiemarkt sollte nun sein, dass die Preise weniger ausschlagen, weil auf der Angebotsseite zu allen Zeiten genug Verfügbarkeit vorhanden ist. Auf der Nachfrageseite sollte die Last fallen, denn die Stromlieferanten werden ihr Bestes geben, die Nachfrage ihrer Kunden zu Spitzenzeiten zu beeinflussen, so dass weniger Peak-Nachfrage entsteht.
Insgesamt aber bleibt der Markt ein rein physisches Phänomen. Da die Umsetzung von Massnahmen sowohl beim Kapazitätsausbau wie auch bei der Nachfragereduktion Zeit benötigen, sollte der Futures-Markt mindestens in naher Zukunft wenig bis gar nicht betroffen sein. Wenn der neue Kapazitätsmarkt allerdings die Preisspitzen reduziert, wird dies auch die Erwartungshaltung an die Preise am Futures bzw. Forward-Markt bearish beeinflussen.
In der ersten Auktion für den französischen Kapazitätsmarkt zur Lieferung in 2017 wurden am 15. Dezember 2016 insgesamt 22.6GW gehandelt. Insgesamt 29 Mitglieder haben 226,358 Kapazitätsgarantien zu einem Referenzpreis von 999.98€/Garantie gehandelt. Eine Garantie entspricht 0.1MW, wobei die Preisobergrenze für 2017 bei 2,000€ liegt. Für 2018 und 2019 liegt die Obergrenze bei 4,000€ und für 2020 bei 6,000€. Im neuen Jahr werden die Kapazitäten für 2018 in zwei Auktionen gehandelt. Für 2017 wurden 93.4GW an Kapazitäten zertifiziert, für 2018 sind es bisher 92.7GW, für 2019 bisher 91.4GW.