Fokussierte Kapazitätsmärkte - LBD-Beratungsgesellschaft mbH
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Öko-Institut / <strong>LBD</strong> / RAUE LLP <strong>Fokussierte</strong> <strong>Kapazitätsmärkte</strong><br />
Es besteht also die durchgängige Einschätzung, dass ein konkreter Bedarf für neue<br />
(Erdgas-) Kraftwerke besteht, wobei für die genaue Bedarfsfeststellung und dessen<br />
zeitliche Dimension gewissen Bandbreiten zu konstatieren sind, die überwiegend aus<br />
den o.g. Bestimmungsgrößen Lastbedarf und Entwicklung des Bestandskraftwerksparks<br />
resultieren dürften.<br />
Insgesamt kann vor dem Hintergrund der Bandbreite aus den dargestellten Modellierungsarbeiten<br />
davon ausgegangen werden, dass bis zum Jahr 2020 ein Neubaubedarf<br />
von ca. 5.000 MW und für die Dekade von 2020 bis 2030 zusätzlich nochmals mindestens<br />
15 bis 20 GW Gaskraftwerks-Kapazitäten ins System kommen müssten. Auch hier<br />
soll nochmals auf den indikativen Charakter dieser Abschätzung und die Notwendigkeit<br />
einer umfassenden Bewertung im Zuge der Parametrisierung und Umsetzung des <strong>Fokussierte</strong>n<br />
Kapazitätsmarktes hingewiesen werden.<br />
Geht man davon aus, dass die ersten Neuanlagenauktionen im Jahr 2015 durchgeführt<br />
werden und vier Jahre Vorlaufzeit benötigt wird, könnten die ersten Anlagen im Jahr<br />
2019 ans Netz gehen. Insgesamt bestehen also etwa 10 Auktionstermine für Anlagen<br />
die bis Anfang 2030 am Netz sein sollen. Daraus würde sich ein jährliches Auktionsvolumen<br />
von 1.000 bis 2.000 MW je nach exakt festgestelltem Bedarf. Würden in den<br />
Jahren 2015, 2016 und 2017 Auktionen mit je 2.000 MW durchgeführt, können in den<br />
Jahren 2019, 2020 und 2021 insgesamt bis zu 6.000 MW Kapazität ans Netz gehen,<br />
um den Kernenergieausstieg abzusichern.<br />
In einem Stromsystem mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien, mit einem<br />
Schwerpunkt auf Wind- und Solarstromerzeugung entstehen hohe Lastgradienten. Für<br />
den Zeithorizont bis 2030 werden flexible Erzeugungsoptionen benötigt, die in der Lage<br />
sind, die Lastdeckung auch bei Residuallaständerung von 30 bis 45 GW in einem Zeitraum<br />
von einer bis wenigen Stunden abzusichern (Consentec/IAEW 2011). Allein aus<br />
einem Ausbau der Fotovoltaik werden in der nächsten Dekade Lastgradienten von bis<br />
zu 12 GW pro Stunde entstehen (VDE 2012a). Wenn ein niedriges Lastniveau mit einer<br />
hohen Einspeisung erneuerbarer Energien zusammenfällt, wird es schon in dieser<br />
Dekade zu Zeiträumen kommen, in denen die erneuerbaren Energien die deutsche<br />
Stromversorgung komplett abdecken können (z.B. an einem Sonntag mit niedriger Last<br />
an einem Sommertag mit hoher Photovoltaikeinspeisung oder bei hoher Windeinspeisung<br />
in den lastarmen Nächten am Wochenende).<br />
Vor diesem Hintergrund werden einerseits erhebliche Kraftwerkskapazitäten notwendig,<br />
die solche Lastgradienten realisieren können, andererseits aber möglichst keinen<br />
Kapazitätssockel schaffen, der das Stromversorgungssystem aus technischen oder<br />
ökonomischen Gründen als Must-run-Kapazität belastet. In diesem Kontext erweisen<br />
sich auch solche Kraftwerkskapazitäten als problematisch, die in hohen Auslastungsbereichen<br />
zwar sehr gute Lastwechselraten nachweisen können, unterhalb bestimmter<br />
Kapazitätsauslastungen aber diese Flexibilität nicht haben und damit letztlich Must-run-<br />
Kraftwerksscheiben darstellen.<br />
Vor diesem Hintergrund ist es sinnvoll, als Präqualifikationsanforderung für das Neuanlagensegment<br />
des <strong>Fokussierte</strong>n Kapazitätsmarktes bestimmte Mindestflexibilitäten<br />
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