Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen und zukunftsfähigen Strommarktdesign
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Das Dokument behandelt die Herausforderungen und notwendige Transformation des europäischen Strommarkts hin zu einem dekarbonisierten und regenerativen System. Es werden Kernfragen zu Investitionen und Systemkoordination angesprochen, während auf die Notwendigkeit eines ganzheitlichen Marktdesigns, innovative Preissignale und regulatorische Rahmenbedingungen hingewiesen wird. Zudem wird betont, dass kein Segment des Strommarkts alleine refinanzierbar ist, was eine Kooperation und Integration der verschiedenen Komponenten erfordert.
Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen und zukunftsfähigen Strommarktdesign
- 1. 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
- 2. • 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
- 3. • 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
- 4. 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 EUR/MWh Stunden Ausbau erneuerbarer Energien (politikgetrieben) Knappheitsbedingte CO2-Zertifikatspreise (politikgetriebene Internalisierung) Erhöhung der Brennstoffpreise (im Wesentlichen marktautonom) Abbau der Kohlekraftwerkskapazitäten (marktendogen und ggf. politikgetrieben)
- 5. Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen Erwartbare Entwicklungen im CWE-Markt 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501 €2010/MWh PowerFlex 2015 PowerFlex 2025 PowerFlex 2035 PowerFlex 2045 Öko-Institut 2014
- 6. • 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
- 7. ErneuerbareEnergien KonventionelleEnergien EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt 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
- 8. 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)
- 9. 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 Das langfristige neue Marktdesign Der Sieben-Segmente-Ansatz (2)
- 10. • 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 Das langfristige neue Marktdesign Weitere Grundsatz-Überlegungen
- 11. ErneuerbareEnergien KonventionelleEnergien EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt 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
- 12. Zuständige Regulierungsstelle Zuständige Stelle Flexible & CO2-arme Neuanlagen Gebot Stilllegungs- gefährdete Bestandsanlagen Steuerbare Lasten Präqualifikation Präqualifikation Präqualifikation Kapazitätszahlung Kapazitätszahlung Erfüllungsnachweis Erfüllungsnachweis Versorgungs- sicherheits- Bericht Energy-only- und Regelenergie-Märkte Bestandsanlagen- Auktion Neuanlagen- Auktion Gebote Gebote Gebote Zahlungen Konsultation Netz- Entwicklungs- Plan Zahlungen Zahlungen Gebot 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
- 13. 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 Der Fokussierte Kapazitätsmarkt Zentrale Elemente
- 14. • 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 Der Fokussierte Kapazitätsmarkt Zusammenfassung
- 15. Die Topologie der EEG-Reformdebatte Überblick Kosten- orientierte Garantie- vergütungen Langfristige Zahlungen Langfristige Zahlungen Kurzfristige Zahlungen Prämienmodelle Fixe Marktprämie Gleitende Marktprämie KapazitätsprämieStrom- mengen- Prämie indirekt direkt Technologiedifferenzierung Technologieneutralität Administrative Preissetzung Mengenvorgaben & wettbewerbliche Preissetzung (Auktion, Quote etc.) Administrative Preissetzung GrundstrukturParametrisierungen Bonussysteme Strommarkt-Einkommen Technologie- differenzierung Strommengen Kapazitäten ZentraleElementederReformmodelle Festpreissysteme AktuellesModell(EEG-Modell) Festpreissysteme Wertoptimierte EEG-Reform
- 16. 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 Einkommenaus Kapazitätsprämie Zahlung einer fixen Kapazitätsprämie* Meldung von Kapazität & stündlicher Einspeisung Ggf.Erlös- Abschöpfung 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
- 17. 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
- 18. • 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
- 19. • 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
- 20. 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