Start-up Costs sind die Kosten, die entstehen, wenn ein Kraftwerk oder eine vergleichbare technische Erzeugungsanlage aus dem Stillstand, aus einem abgekühlten Zustand oder aus einem betriebsbereiten Stillstand in den Leistungsbetrieb überführt wird. Der Begriff beschreibt keine laufenden Stromerzeugungskosten pro Megawattstunde, sondern einen Kostenblock, der mit der Startentscheidung selbst verbunden ist. Er fällt an, bevor oder während eine Anlage wieder an das Netz geht und Strom in marktfähiger Menge erzeugt.
Start-up Costs werden meist je Start angegeben, etwa in Euro pro Startvorgang. In Einsatzmodellen können sie zusätzlich vom Zustand der Anlage abhängen: Ein Heißstart nach kurzer Stillstandszeit kostet weniger und dauert kürzer als ein Warmstart oder Kaltstart nach längerer Abkühlung. Bei thermischen Kraftwerken hängt dieser Unterschied mit Temperaturen, Drücken, Materialspannungen und der notwendigen Vorbereitung von Kessel, Turbine, Abgasreinigung und Nebenanlagen zusammen. Auch Gaskraftwerke, Müllheizkraftwerke, Biomasseanlagen oder industrielle Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen haben Startkosten, wenn auch in unterschiedlicher Höhe und mit unterschiedlichen technischen Ursachen.
Zu den Start-up Costs können Brennstoff für das Hochfahren, Hilfsenergie, Wasser, Chemikalien, zusätzliche Emissionskosten, Personalaufwand, Verschleiß und Opportunitätskosten gehören. Opportunitätskosten entstehen etwa, wenn ein Start Zeit beansprucht und die Anlage während dieser Phase noch keine oder nur begrenzte elektrische Leistung vermarkten kann. Bei älteren thermischen Anlagen kann der Verschleiß durch Temperaturwechsel ein relevanter Bestandteil sein. Ein Start ist dann nicht bloß ein kurzer Betriebsvorgang, sondern ein Eingriff in die Lebensdauer von Komponenten.
Abzugrenzen sind Start-up Costs von variablen Erzeugungskosten. Variable Kosten beschreiben die Kosten einer zusätzlich erzeugten Megawattstunde, vor allem Brennstoff und Emissionszertifikate. Startkosten fallen dagegen diskret an: Ein Kraftwerk wird gestartet oder nicht gestartet. Sie lassen sich nicht sauber auf eine einzelne Megawattstunde verteilen, ohne eine Annahme über die spätere Laufzeit zu treffen. Läuft eine Anlage nach dem Start zehn Stunden, verteilen sich die Startkosten anders als bei einem zweistündigen Einsatz. Genau deshalb beeinflussen sie den Kraftwerkseinsatz anders als reine Grenzkosten.
Ebenfalls zu unterscheiden sind Start-up Costs von Mindestlastkosten, Leerlaufkosten und Anfahrzeiten. Mindestlast bezeichnet die untere stabile Betriebsgrenze einer Anlage. Leerlauf- oder No-load-Kosten beschreiben Kosten, die entstehen, wenn eine Anlage läuft, aber noch keine oder nur minimale vermarktbare Leistung abgibt. Anfahrzeit beschreibt die technische Dauer bis zur Einsatzfähigkeit. Diese Größen hängen zusammen, sind aber nicht identisch. Eine Anlage kann niedrige Startkosten haben, aber lange Anfahrzeiten. Eine andere kann schnell starten, aber hohe Verschleißkosten verursachen. Für den Dispatch und das Unit Commitment müssen diese Eigenschaften getrennt modelliert werden.
Im Stromsystem sind Start-up Costs relevant, weil Stromerzeugung zeitlich gekoppelt ist. Ein Kraftwerkseinsatz in einer Stunde lässt sich nicht allein aus dem Preis dieser Stunde erklären. Wenn ein Kraftwerk um 18 Uhr Strom liefern soll, muss es möglicherweise schon um 16 Uhr gestartet werden. Wenn der Start teuer ist, reicht ein einzelner hoher Stundenpreis nicht aus. Die erwarteten Erlöse über mehrere Stunden müssen die variablen Kosten, die Startkosten und gegebenenfalls weitere Betriebsrestriktionen decken. Aus dieser technischen Kopplung entstehen ökonomische Entscheidungen über Laufzeiten, Stillstandszeiten und Mindestbetriebsdauer.
In Strommärkten mit stündlichen oder viertelstündlichen Preisen werden Start-up Costs nicht automatisch vollständig durch den Marktpreis einer einzelnen Zeiteinheit abgebildet. Der Börsenpreis bildet in der Regel die Grenzkosten der jeweils preisbestimmenden Erzeugung oder Nachfrageflexibilität ab. Startkosten sind dagegen nicht-konvexe Kosten: Sie entstehen sprunghaft mit der Entscheidung, eine Einheit einzuschalten. Daraus folgt, dass Kraftwerke trotz scheinbar auskömmlicher Preise nicht starten oder dass sie negative oder sehr niedrige Preise zeitweise akzeptieren, wenn ein Abschalten und späteres erneutes Starten teurer wäre. Dieses Verhalten ist kein Marktfehler im einfachen Sinn, sondern eine Folge technischer Betriebsbedingungen.
Ein häufiger Fehler besteht darin, Kraftwerke so zu betrachten, als könnten sie jederzeit verlustfrei ein- und ausgeschaltet werden. Dieses Bild passt eher zu idealisierten Modellen als zu vielen realen Anlagen. Thermische Kraftwerke haben Startzeiten, Mindestlasten, Rampenbegrenzungen und Startkosten. Diese Eigenschaften bestimmen, ob sie für kurze Preisspitzen geeignet sind. Flexible Gaskraftwerke können häufig schneller und günstiger starten als Kohle- oder Kernkraftwerke, doch auch bei ihnen sind Starts nicht kostenlos. Batteriespeicher haben keine Start-up Costs im thermischen Sinn, besitzen aber andere Begrenzungen wie Ladezustand, Leistung, Wirkungsgrad, Alterung und Vermarktungsstrategie.
Start-up Costs erklären auch, warum der Wert von Flexibilität mit einem hohen Anteil wetterabhängiger Erzeugung steigt. Wind- und Solarstrom verändern die Residuallast, also die Last, die nach Abzug nicht steuerbarer erneuerbarer Einspeisung noch durch steuerbare Erzeugung, Speicher, Importe oder flexible Nachfrage gedeckt werden muss. Wenn die Residuallast stark schwankt, werden konventionelle Anlagen häufiger hoch- und heruntergefahren. Häufigere Starts erhöhen Kosten, Verschleiß und Planungsbedarf. Gleichzeitig sinken die durchschnittlichen Laufzeiten vieler Kraftwerke. Damit wird es schwieriger, hohe Startkosten über viele Betriebsstunden zu verteilen.
Für die Versorgungssicherheit ist der Begriff ebenfalls bedeutsam. Eine Anlage kann installierte Leistung bereitstellen, ohne kurzfristig wirtschaftlich oder technisch sinnvoll verfügbar zu sein. Wenn sie lange Startzeiten und hohe Startkosten hat, unterscheidet sich ihr Beitrag zur kurzfristigen Einsatzfähigkeit von dem einer schnell startenden Reserveanlage. In Kapazitätsmechanismen, Netzreserveverträgen oder Redispatch-Regeln müssen solche Eigenschaften berücksichtigt werden. Die bloße Nennung von Megawatt installierter Leistung sagt wenig darüber aus, wie teuer, schnell und zuverlässig diese Leistung im konkreten Bedarfsmoment aktiviert werden kann.
Start-up Costs berühren auch die Frage, welche Kosten im Markt sichtbar werden und welche über Nebenmechanismen vergütet werden. In manchen Marktdesigns können Kraftwerke Startkosten über Energiepreise, Intraday-Handel, Regelenergiemärkte oder bilaterale Verträge einpreisen. In anderen Fällen entstehen zusätzliche Vergütungen, etwa wenn Netzbetreiber Anlagen aus Netzgründen anweisen und die Kosten über Redispatch abgerechnet werden. Dann ist nicht die technische Kostenart verschwunden, sondern ihre Zuordnung ändert sich. Für die Bewertung von Systemkosten ist diese Unterscheidung wichtig, weil Kosten je nach Regelwerk im Börsenpreis, in Netzentgelten, in Reservekosten oder in individuellen Vertragsstrukturen auftauchen können.
Missverständlich ist auch die Vorstellung, hohe Start-up Costs seien grundsätzlich ein Zeichen ineffizienter Kraftwerke. Sie sind zunächst eine technische und betriebliche Eigenschaft. Ob sie problematisch sind, hängt vom Einsatzprofil ab. Ein Kraftwerk mit hohen Startkosten kann in einem System mit langen Laufzeiten wirtschaftlich arbeiten. In einem System mit kurzen, häufig wechselnden Einsätzen verliert dieselbe Anlage an Eignung. Der Kostenbegriff bewertet daher nicht isoliert die Anlage, sondern ihre Passung zu Lastverlauf, Erzeugungsmix, Marktregeln und Netzanforderungen.
Der Begriff macht sichtbar, dass Stromerzeugung keine Abfolge unabhängiger Stundenentscheidungen ist. Preise, technische Restriktionen und Betriebszustände greifen ineinander. Start-up Costs verbinden die einzelne Einsatzentscheidung mit Vergangenheit und Zukunft: Der Zustand einer Anlage vor dem Start, die erwartete Laufzeit nach dem Start und die Regeln zur Kostenerstattung bestimmen gemeinsam, ob ein Einsatz stattfindet. Wer Strommärkte, Redispatch, Reservekraftwerke oder flexible Erzeugung verstehen will, muss diese zeitliche Kopplung mitdenken. Start-up Costs bezeichnen damit einen konkreten Kostenblock, aber ihre Bedeutung liegt in der Art, wie sie technische Trägheit, wirtschaftliche Anreize und institutionelle Regeln im Kraftwerkseinsatz miteinander verbinden.