auf dem weg zu einem ganzheitlichen und zukunftsfähigen strommarktdesign

Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen

und zukunftsfähigen Strommarktdesign

Berliner Energietage 2014

Workshop des Öko-Instituts

» Ein ganzheitliches Marktdesign für ein zukunftsfähiges

Stromsystem «

Dr. Felix Chr. Matthes

Berlin, 19. Mai 2014

• Es geht um die nachhaltige ökonomische Basis des Stromsystems

im Kontext der Transformation zu einem regenerativen Stromsystem

im Kontext einer ganzen Reihe anderer Entwicklungen

• Im Kern müssen zwei Fragestellungen adressiert werden

Wie können robuste Rahmenbedingungen für die notwendigen

Investitionen geschaffen/erhalten werden?

Wie kann ein zunehmend komplexes System mit extrem vielfältiger

Trägerschaft – über Preissignale – koordiniert werden (mit Blick auf

Betriebs- und Investitionsentscheidungen)?

• Andere (“sekundäre”) Dimensionen der Debatte

Zusammenbrechen der klassischen Geschäftsmodelle

Risikoasymmetrien zwischen dem erneuerbaren, dem klassisch-

konventionellen und dem komplementären (Nachfrageflexibilität,

Speicher) Segment

Zunehmende Kompetenzkonflikte/-inkonsistenzen in der EU

Auf dem Weg zum dekarbonisierten Stromsystem

Vielfältige Dimensionen der Debatte

• Ein massiv unterinvestiertes Stromsystem (in vielen EU-Ländern)

• Politisch getriebene Außerbetriebnahmen signifikanter

Kraftwerkskapazitäten in vielen EU-Staaten (Kernenergie-Ausstieg,

Richtlinie zu Industrieemissionen)

• Massiv gestiegene Kosten für konventionelle Stromerzeugungs-

anlagen (und Infrastrukturen)

• Massiv gesunkene Kosten für (einige) erneuerbare Erzeugungs-

optionen und neue Ertragsoptionen für dezentrale

Erzeugungsoptionen (Grid-Parity)

• Problematische Preistrends für fossile (unterschiedlich CO2-

intensive) Energieträger (v.a. Steinkohle-Erdgas-Spread)

• Ambitionierte Treibhausgas-Minderungsziele der EU – aber das

Emissionshandelssystem der Europäischen Union in einer tiefen –

und längerfristigen – Krise

• Massive Interferenzen zwischen dem Ausbau der erneuerbaren

Energien etc. und dem Strommengenmarkt

Übergang zu einem dekarbonisierten Stromsystem

Vielfältige Herausforderungen

Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen

Vielfältige Einflussfaktoren

Öko-Institut 2014

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

EU

R/M

Wh

Stunden

Ausbau erneuerbarer Energien

(politikgetrieben)

Knappheitsbedingte CO2-Zertifikatspreise

(politikgetriebene Internalisierung)

Erhöhung der Brennstoffpreise

(im Wesentlichen marktautonom)

Abbau der Kohlekraftwerkskapazitäten(marktendogen und ggf. politikgetrieben)

Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen

Erwartbare Entwicklungen im CWE-Markt

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10

20

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€2010

/ M

Wh PowerFlex 2015

PowerFlex 2025

PowerFlex 2035

PowerFlex 2045

Öko-Institut 2014

• Erneuerbare Energien (v.a. Sonne und Wind)

werden sich bei ambitionierten Ausbaupfaden (>60%) nicht über den

Strommengen- (Energy-only-) Markt (EOM) refinanzieren können

Auslegungsentscheidungen haben weitreichende Implikationen für

den (langfristig teuren) Flexibilitätsbedarf des Systems

• Klassisch-konventionelles Stromerzeugungssegment

wird sich unter wahrscheinlichen Entwicklungsszenarien für zentrale

Rahmenbedingungen nicht über den Strommengenmarkt

refinanzieren oder fixe Betriebskosten decken können

wird für die nächsten zwei Dekaden eine wichtige Rolle behalten

• Komplementäres Stromerzeugungs- und Flexibilitätssegment

(Nachfrageflexibilität, Speicherung)

bedarf – jenseits der „Low-hanging fruits“ –erheblicher Investitionen

und ist mit einer besonders starken Risikowahrnehmungen behaftet

ist das zentrale Segment für Flexibilitätsbereitstellung

• Keines der Segmente ist allein über den EOM refinanzierbar

Startpunkte für ein nachhaltiges Strommarktdesign

Umgang mit Unsicherheiten

Ern

eu

erb

are

En

erg

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Ko

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nti

on

ell

e E

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ienEEG: (implizite) Kapazitätszahlungen,

Einheitsmodell, hohe DifferenzierungStrommarkt nach der Liberalisierung:

Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise

Das zukünftige Stromsystem:koordinationsintensiv (flexibler

Dispatch, Systemdienstleistungen) kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)

Zahlungen für Energie& Systemdienstleistungen

Zahlungen für gesicherte Kapazität

Zahlungen für andere(CO2-freie) Kapazität

Aufgabe: Die anstehende Transformation

einer polarisierten Struktur des Energiemarkts

a) Welcher Weg dorthin?

b) Wieviel Europa in welcher Etappe

a) “Invest, produce &

forget”

b) national

a) “Produce & forget

about investments”

b) Europa

1. Preissignale (und Einkommen) für Strommengen (existiert,

auszuweiten und zu stärken)

Koordinationsmechanismus für effiziente Betriebsentscheidungen

2. Preissignale (und Einkommen) für Systemdienstleistungen (existiert,

zu öffnen, auszuweiten und zu stärken)

3. Preissignale (und Einkommen) aus der CO2-Bepreisung (EU ETS)

(existiert, zu reanimieren)

CO2-minimierende Betriebsentscheidungen

Beitrag zu CO2-minimierenden Investitionsentscheidungen im

klassisch-konventionellen Segment

4. Preissignale (und Einkommen) für gesicherte Kapazität (zu schaffen)

Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im klassisch-

konventionellen (Residuallast-Kraftwerke) und im komplementären

Segment (Nachfrageflexibilität, Speicher)

Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage

Preisbildung in transparenten Märkten, minimale EOM-Interferenzen

Das langfristige neue Marktdesign

Der Sieben-Segmente-Ansatz (1)

5. Preissignale (und Einkommen) für CO2-freie/erneuerbare Kapazität

(zu schaffen, Anschlussmechanismus für heutige Fördersysteme)

Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im

regenerativen Segment

Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage, Minimierung

der EOM-Interferenzen

Transparente Preisbildung

6. Preissignale (und Einkommen) für Energieeffizienz (zu schaffen)

Flankierung von Energieeffizienz in einem zunehmend durch

Kapazitätszahlungen geprägten Markt

7. Investitionen befördernder regulativer Rahmen für massive

Infrastruktur-Erneuerungen und -Erweiterungen

Zwei Erinnerungen:

Kein Segment wird allein die vollständige Investitionsrefinanzierung

ermöglichen

Grenzüberschreitende Ansätze sind sinnvoll und anzustreben


Der Sieben-Segmente-Ansatz (2)

• Wie soll für die neuen Marktsegmente die Nachfrage geschaffen

werden: Zentrale (aggregierte) Nachfrage durch den Regulierer

Nur auf aggregierter Ebene können wichtige Entscheidungen/

Interaktionen sinnvoll getroffen/berücksichtigt werden (Beiträge

dezentraler und regenerativer Kapazitäten sowie des Auslands zur

gesicherten Kapazität, Regenerativ-Portfolio)

Nur durch zentrale Nachfrage können investitionsfördernde,

längerfristige Zahlungsverpflichtungen eingegangen werden

Nur durch umfassende Verpflichtung können (realistisch)

Trittbrettfahrer-Probleme vermieden werden

• Welche Rolle soll der Preisfestlegung im Wettbewerb zukommen?

Perspektive Kostenreduktion: in unterschiedlichem Maße relevant

Perspektive Mengensteuerung: in unterschiedlichem Maße relevant

Ordnungspolitische Perspektive: der Staat legt keine Preise fest

Im Zeitverlauf sind unterschiedliche Ansätze möglich und sinnvoll

• Kostenbegrenzung für Verbraucher als wichtige Rahmenbedingung


Weitere Grundsatz-Überlegungen

Ern

eu

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are

En

erg

ien

Ko

nve

nti

on

ell

e E

nerg

ienEEG: (implizite) Kapazitätszahlungen,

Einheitsmodell, hohe DifferenzierungStrommarkt nach der Liberalisierung:

Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise

Zahlungen für Energie& Systemdienstleistungen

Zahlungen für gesicherte Kapazität

Zahlungen für andere(CO2-freie) Kapazität

Kapazitäts-

markt-Zahlungen

(schrittweise

und differenziert)

einführen

– und lernen!

(EOM-) Marktpreis-

Signale

(schrittweise)

einführen,

Förderung

(schrittweise) in

Kapazitäts-

zahlungen

überführen

– und lernen!

Das zukünftige Stromsystem:koordinationsintensiv (flexibler

Dispatch, Systemdienstleistungen) kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)

Übergangsoption #3 (#1 & 2 gern auf Nachfrage)

Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten

Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf

Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & Integration

Vorschlag:

Fokussierte

Kapazitäts-

märkte

Vorschlag:

Wert-

optimierte

EEG-Reform

Zuständige Regulierungsstelle

Zuständige Stelle

Flexible &

CO2-arme

Neuanlagen

Ge

bo

t

Stilllegungs-

gefährdete

Bestandsanlagen

Steuerbare

Lasten

Präqualifikation Präqualifikation

Präqualifikation

Ka

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Ka

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Versorgungs-

sicherheits-

Bericht

Energy-only- und

Regelenergie-Märkte

Bestandsanlagen-

Auktion

Neuanlagen-

Auktion

Gebote Gebote GeboteZahlungen

Konsultation

Netz-

Entwicklungs-

Plan

Zahlungen Zahlungen

Ge

bo

t

Bestandsanlagen

mit hinreichender Deckung

der fixen Betriebskosten

Keine Teilnahme am Kapazitätsmarkt

Der Fokussierte Kapazitätsmarkt

Robustes Einführungsmodell

2

3

4 1

1 Kapazitätsregister

2 Versorgungssicherheitsbericht

3 Differenzierte Produkte

4 Differenzierte Präqualifikation

5

7

8

6

9

10

5 Auktionsmengenfestlegung

6 Auktion (descending clock)

7 Ausgabe der Call-Option

8 Unbeschränkter Einsatz

9 Erfüllungsnachweise

10 Überwälzung

1. Alle zwei Jahre wird – im Kontext des Netzentwicklungsplans – ein

Versorgungssicherheitsbericht (Perspektive 5 bis 7 Jahre) erstellt

• angestrebtes Niveau der Versorgungssicherheit

• Überprüfung und Aktualisierung der Abgrenzungskriterien

(Präqualifikationsbedingungen) für stilllegungsgefährdete Kraftwerke

sowie für Neuanlagen

• Definition der Auktionssegmente

2. Zwei separate Ausschreibungen für stilllegungsbedrohte Bestands-

kraftwerke und nachfrageseitige Flexibilität sowie für Neuanlagen

• Kapazitätszahlungen für 1 oder 4 Jahre für Bestandsanlagen bzw.

nachfrageseitige Flexibilität

• Kapazitätszahlungen für 15 Jahre für Neuanlagen

• Flexibilitäts- und Emissionsanforderungen für Neuanlagen

• Keine Beschränkung der Teilnahme am Strommengenmarkt .

3. Für (unerwartet) hohe Erlöse im Strommengenmarkt wird ein

Abschöpfungsmechanismus eingeführt


Zentrale Elemente

• Ausgangspunkt: Versorgungssicherheit als öffentliches Gut

• Prämissen bzw. Kernpunkte

Versorgungssicherheit

Systemdienlichkeit der flankierten (Neuanlagen-) Kapazität

(Imprägnierung des Systems mit zusätzlicher Flexibilität)

explizite Einbeziehung der Nachfrageseite

Begrenzung der Kosten für die Verbraucher (ggf. unter Akzeptanz

– begrenzter – Effizienzverluste)

Hinreichende Planungssicherheit für Investoren (längerfristige

Kapazitätszahlungen v.a. für Neuanlagen)

Flankierung der Energiewende (Flexibilität, Emissionsstandards)

• Längerfristig wird der Fokussierte Kapazitätsmarkt in einen

umfassenden Kapazitätsmarkt hineinwachsen, dann aber eher in ein

Modell des Capability-Markts


Zusammenfassung

Die Topologie der EEG-Reformdebatte

Überblick

Kosten-

orientierte

Garantie-

vergütungen

Langfristige

Zahlungen

Langfristige Zahlungen

Kurzfristige Zahlungen

Prämienmodelle

Fixe Marktprämie

Gleitende

MarktprämieKapazitätsprämieStrom-

mengen-

Prämie indirekt direkt

Technologiedifferenzierung

Technologieneutralität

Administrative Preissetzung

Mengenvorgaben & wettbewerbliche Preissetzung (Auktion, Quote etc.)

Administrative

Preissetzung

Gru

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gen

Bonussysteme

Strommarkt-Einkommen

Technologie-

differenzierung

Strommengen Kapazitäten

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FestpreissystemeA

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G-M

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Festpreissysteme

Wertoptimierte EEG-Reform

Das Modell der wertoptimierten EEG-Reform

Überblick

Zuständige Regulierungsstelle

Zuständige Stelle (Übertragungsnetzbetreiber)

Gebote

Ggf. Bar-

ausgleich**

Zahlungen

Feststellung

des mittleren

Erlöses der

Flotte sowie

der Differenz

zum

Ausübungs-

preis

Erneuerbare-Energien-

Anlagenbetreiber

* (technologiespezifische) Kapazitätsprämie

für jede Kohorte fixiert für einen längeren

Zeitraum (20 Jahre)

** Barausgleich für die realisierte Produktion

zum Differenzbetrag zwischen mittlerem

Erlös der Flotte und Ausübungspreis

Einkommen aus der

Vermarktung (direkt/indirekt)

Steuerbare Anlagen:

Bezugskapazität: Installierte

Leistung

Dargebotsabhängige Anlagen:

Bezugskapazität: Stündliche

Einspeisung

Barausgleich

bei

Flottenerlösen

über dem

Ausübungspreis

Ein

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Zahlung einer fixen

Kapazitätsprämie*

Meldung von Kapazität &

stündlicher Einspeisung

Gg

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Ab

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Festlegung der (technologiespezifischen)

Kapazitätsprämien sowie des Verfahrens zur

Ermittlung der (systemdienlichen) Bezugskapazität

Publikation der (konservativen) Erlösannahme für

die festgelegten Kapazitätsprämien sowie Festlegung

der Ausübungspreise für den Abschöpfungsmechanismus

Konditionierte Verpflich-

tung zum Barausgleich**

Strommengen- (Energy-only-)

und Regelenergie-Märkte

1. Alle (neuen) Anlagen werden mit dem Preissignal des

Strommengenmarktes konfrontiert

• strombörsenabhängiger variabler Vergütungsbestandteil

• Direktvermarktung .

2. Alle (neuen) Anlagen erhalten eine ex ante fixierte Prämie für die

Erzeugungskapazität

• auf Basis konservativer EOM-Erlöse (zunächst) administrativ festgelegt

• mit anreizkompatibler Bezugsgröße für systemdienliche Kapazität .

3. Für den Fall (unerwartet) hoher Erlöse im Strommengenmarkt wird ein

Abschöpfungsmechanismus eingeführt

4. Sonderziele (Offshore-Windkraft, Erzeugungsanlagen in

Netzengpassregionen) werden über Sonderfinanzierungen verfolgt

5. Die Privilegierungstatbestände bei Letztverbrauch und Eigen-erzeugung

bei der EEG-Umlage werden sachgerecht neu geordnet

• Reduktion der Privilegierungen auf den gerechtfertigten Kern

• Einbeziehung jeglicher Eigenerzeugung

Die Reform des EEG

Zentrale Elemente

• Ausgangspunkte

Nächste Entwicklungsetappe für den Ausbau erneuerbarer Energien

erfordert andere Steuerungs- und Anreizmechanismen

Perspektivwechsel vom Fördermechanismus zum (integrierten)

Marktdesign ist notwendig

schrittweise Reform ist notwendig, Strukturreform ist (zeitlich) prioritär

Längerfristiger Übergang zu Ausschreibungen und mehr

Technologieneutralität ist möglich (und kann zunächst offen bleiben)

• Kernpunkte

alle Anlagen werden mit Börsenpreissignal konfrontiert

ein zusätzlicher Erlösstrom für systemdienliche Kapazität wird erzeugt

Preissetzung erfolgt zunächst auf administrativer Basis, festgelegt auf

Basis einer konservativen Erlösprognose (die veröffentlicht wird)

es wird ein Abschöpfungsmechanismus für den Fall unerwartet hoher

Erlöse im Strommengenmarkt eingeführt

(Temporäre) Sonderfinanzierung für Sonderziele wie z.B. Offshore-Wind

Privilegierungssystem wird umfassend reformiert

Die wertoptimierte EEG-Reform

Zusammenfassung

• Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft, Raue LLP

Fokussierte Kapazitätsmärkte. Ein neues Marktdesign für den Übergang

zu einem neuen Energiesystem.

Studie im Auftrag der Umweltstiftung WWF Deutschland

Berlin, 8. Oktober 2012

www.oeko.de/oekodoc/1586/2012-442-de.pdf

• Growitsch, Christian, Matthes, Felix Chr., Ziesing, Hans-Joachim

Clearing-Studie Kapazitätsmärkte.

Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie

Berlin/Köln, Mai 2013

www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/C-D/studie-clearing-studie-

kapazitaetsmaerkte,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf

• Öko-Institut

Erneuerbare Energien Gesetz 3.0. Spezifikation einer Reform des Erneuerbare Energien

Gesetzes auf Basis eines Prämienmodells

(im Erscheinen)

• Matthes, Felix Chr.

Ein neues Strommarktdesign für die Energiewende.

Stellungnahme zur Anhörung des Unterausschusses „Begleitung der Energiewende in

Rheinland-Pfalz“ des Landtags Rheinland-Pfalz am 20. November 2013

Berlin, 17. November 2013

http://www.oeko.de/oekodoc/1842/2013-511-de.pdf

Zum Weiterlesen






http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/C-D/studie-clearing-studie-kapazitaetsmaerkte,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf














Besten Dank

für Ihre Aufmerksamkeit

Dr. Felix Chr. Matthes / Hauke Hermann

Energy & Climate Division

Büro Berlin

Schicklerstraße 5-7

D-10179 Berlin

[email protected] / [email protected]

www.oeko.de

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