Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0: Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen...

Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0:

Konzept einer strukturellen

EEG-Reform auf dem Weg zu einem

neuen Strommarktdesign

Agora-Energiewende Fachtagung

» Auf dem Weg zum EEG 3.0: Wie finanzieren sich

Erneuerbare Energien innerhalb eines neuen Marktdesigns? «

Dr. Felix Chr. Matthes – für das Projekt-Team

Berlin, 16. Oktober 2014

Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0

Die materielle Ausgangsposition (1)

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Geothermie

Deponiegas

Abfall (biogen)

Biomasse

Fotovoltaik

Windkraft offshore

Windkraft onshore

Wasserkraft

HistorischeDaten

Nationale Ziele

EU-rechtlicheVerpflichtung

Mindest-AusbaupfadEnergiekonzept 2010/2011

Ausbaukorridor EEG 2014

Korridor für den Ausbau desAnteils erneuerbarer Stromerzeugung

auf 80 bis 100% im Jahr 2050

Öko-Institut 2014



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Abfall (biogen)

Biomasse

Fotovoltaik

Windkraft offshore

Windkraft onshore

Wasserkraft

HistorischeDaten

Nationale Ziele

EU-rechtlicheVerpflichtung

Mindest-AusbaupfadEnergiekonzept 2010/2011

Ausbaukorridor EEG 2014

Korridor für den Ausbau desAnteils erneuerbarer Stromerzeugung

auf 80 bis 100% im Jahr 2050

Öko-Institut 2014

2017-2037

Erneuerbare beginnen das System massiv zu prägen

Systemkosten gewinnen massiv an Bedeutung

Systemdienlichkeit (Flexibilitätsbedarf/-angebot)

als neue Herausforderung

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Öko-Institut 2014

Erneuerbare können sich in den meisten der

erwartbaren Strommarktentwicklungen (hier

eine der Varianten) über den Energy-only-Markt

(allein) nicht refinanzieren.

Ein Finanzierungsmechanismus zur Deckung

der Kapitalkosten bleibt langfristig erforderlich.

• Die Energiewirtschaft ist (und bleibt) wettbewerblich strukturiert

Ist-Situation (in der EU!) und Zielmodell für ein koordinations-

intensives Stromsystem

Koordination in maßgeblichem Umfang über Preissignale und

Finanzierung über (neue) Märkte

längerfristige Finanzierungszusagen nur durch den Regulator möglich

Risiko-Asymmetrien für die verschiedenen Segmente (nicht nur für

erneuerbare Energien und fossile Erzeugung sondern auch für

Nachfrageflexibilität und Speicher!) nur noch begrenzt legitimierbar

• Längerfristig wirkende Richtungsentscheidungen des EEG 2014

verpflichtende Direktvermarktung als Standardmodell

Ausschreibungen als (kommendes) Standardverfahren

(beginnende) Etablierung des Börsenpreissignals als Grundlage für

Betriebsentscheidungen

• Das Finanzierungsmodell für erneuerbare Energien sollte sich an

einem langfristig nachhaltigen Strommarktdesign orientieren


Die regulatorische Ausgangsposition


Zielmodell eines Strommarkts der Energiewende

Regenerativ-(Kapazitäts-) Markt**

Nachfragesegmentdes Stromsystems

Erzeugungssegmentdes Stromsystems

Infrastruktursegmentdes Stromsystems

Infrastruktur-Regulierung

Marktsegmente (nach Primärfunktion):

* Koordinations-segmente

** Finanzierungs-segmente

Energy-only-Markt*

SDL-Märkte*

Kapazitäts- undFlexibilitäts-Markt**

Klare Separierung der (Rest-) Finanzierungsmechanismen

von den Koordinationsmechanismen (möglichst geringe

Preisverzerrungen) Öko-Institut 2014

1. Unverzerrte Preissignale des Energy-only-Marktes

Direktvermarktung und feste Prämie als Standardfall

variable Einspeise-Vergütungskomponente als Sonderfall (spiegelt

Preis der Strombörse)

Optimierung des Betriebs – auch zwischen Energy-only- und

Systemdienstleistungsmärkten

2. Schließung der Refinanzierungslücke durch eine feste Prämie auf

systemdienliche Kapazität, die über 20 Jahre gezahlt wird

Kapazitätszahlungen auf die systemdienliche Bezugsleistung

• einlastbare Stromerzeugungsoptionen: installierte Leistung

• Wind- und Solarenergie: Durchschnitt der stündlichen

Einspeiseleistung für die mittleren 80% der Jahresstunden

Windenergie: Anpassung der Standard-Kapazitätsprämie an die

Standortgüte mit einem Standort-Indexierungsverfahren (weiter

entwickeltes Referenzertragsmodell o.ä.) zur regionalen Vergleich-

mäßigung des Ausbaus und zur Vermeidung von Mitnahmeeffekten


Zentrale Elemente des Modells (1)



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Anteil der Jahresstunden

Standard-Anlage

Optimierte Anlage

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13% der Erzeugung inwerthaltigere Stunden

verschoben

Einspeisespitze um 75% höher

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Anteil der Jahresstunden

Standard-Anlage

Optimierte Anlage

Preis-Dezile (2015)

13% der Erzeugung inwerthaltigere Stunden

verschoben

Einspeisespitze um 75% höher

Die 10% höchsten und die 10% niedrigsten

stündlichen Einspeiseleistungen (im Jahr)

werden nicht berücksichtigt. Der Mittelwert der

Einspeisung für die verbleibenden 80% bildet

die Bezugsbasis für die Kapazitätsprämie.

Weniger Spitzeneinspeisung und gleich-

mäßigeres Produktionsprofil werden honoriert.

Die Anreize zur systemdienlichen Auslegung

werden (deutlich) verstärkt.

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Offshore-Windenergie Wind Onshore PV < 10 MW Biomasse Biogas

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Sonderzahlung

Standortdifferenzierung

Grundvergütung

Mittelfristige Konvergenz der Kapazitätsprämien für Wind & Solar

Öko-Institut 2014

Illustrative Parametrisierung für das Jahr 2015 (Basis EEG 2014)

3. (Innovations-) Sonderziele werden über einen (temporären)

Kapazitätszuschlag berücksichtigt

10 GW-Offshore-Wind-Programm

außerhalb oder innerhalb des EEG 3.0 zu finanzieren

4. Risikobegrenzung durch einen Risiko-Bandbreiten-Mechanismus

Änderung des Risikoprofils: Übernahme des Strompreisrisikos durch

die Anlagenbetreiber, dafür Abbau des Wetter-Risikos, Netto-

Risikozuwachs bleibt begrenzt

Risiko-Bandbreiten-Mechanismus

• konservative Erlösprognose

• auf dieser Basis Definition eines Ausübungspreises für

Abschöpfung (bei Ausschreibungen: Bekanntgabe vor Auktion)

• Abschöpfung der Erlöse bei Überschreitung eines bestimmten

Erlösniveaus der Flotte





Öko-Institut 2014

5. Ausschreibungen

schrittweise Einführung von Ausschreibungsverfahren, zunächst

möglichst weitgehende Ausnutzung der De-Minimis-Freistellungs-

optionen der EU-Beihilfeleitlinien

für nicht von Ausschreibungen erfasste Anlagen Umsetzung von

administrativ festgelegten Kapazitätsprämien

Bekanntgabe des Ausübungspreises für den Risiko-Bandbreiten-

Mechanismus vor der Auktion: Wettbewerb um Strompreisprognose

bzw. Übernahme von Strompreisrisiken bleibt erhalten

Descending-Clock-Verfahren mit Einheitspreis

spezielle Regelungen für kleine Projekte (z.B. aus dem Bereich der

Bürgerenergie)



• Strategische und ökonomische Partizipation der Bürger ist ein

eigenständiges (politisches) Ziel

• Das Stromsystem wird bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien

komplexer, damit werden notwendigerweise die Regelungen des

Systems komplexer, damit müssen alle Beteiligten umgehen (können)

• Bürgerenergieprojekte haben durchaus perspektivische Vorteile

geringere Anforderungen an die Eigenkapitalverzinsung

geringere (lokale) Umsetzungsrisiken

• Möglichst transparente Regelungen sind eine wesentliche

Erfolgsbedingung für Bürgerenergie (aber: Spannungsfelder zu

anderen Zielen bzw. Mechanismen beachten)

direkt: transparente und möglichst gut handhabbare Regelungen

indirekt: Herausbildung entsprechender, vertrauenswürdiger

Dienstleistungsangebote

• Sonderfall Kleinanlagen: De-minimis-Regelung für Anlagen bis

40/100 kW mit Beibehaltung der Festvergütung


Die Rolle der Bürgerenergie

• Ein Schritt auf dem Weg vom Förderinstrument zu einem Segment

eines ökonomisch nachhaltigen Marktdesigns

• Unter besonderer Berücksichtigung der Systemdienlichkeit als neue

Anforderung zur Gewährleistung möglichst niedriger Systemkosten

• Klare Separierung von Finanzströmen, die der Koordination und der

(verbleibenden) Investitionsrefinanzierung dienen, möglichst geringe

Preisverzerrungen in den verschiedenen Marktsegmenten

• Volle Berücksichtigung des Börsenpreissignals als Koordinations-

mechanismus für systemdienlichen Betrieb

• Feste Prämienzahlungen über 20 Jahre auf Basis der system-

dienlichen Kapazität als Mechanismus zur Anreizung einer system-

dienlichen Anlagenauslegung

• Perspektive für weniger technologiespezifische Kapazitätsprämien ist

mittelfristig durchaus gegeben

• Vergabe der Prämienzahlungen über schrittweise eingeführte

Ausschreibungen

• Risiko-Bandbreiten-Mechanismus als Flankierungsmechanismus


Das Reformmodell im Überblick (1)


Das Reformmodell im Überblick (2)

Ggf. Zahlungen für Sonderziele:

Innovationsprämie (temporär)

Zuständige Stelle (Netzbetreiber)

Ggf. Bar-

ausgleich

Vermarktungserlöse

Erl

ös

fes

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llu

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Erneuerbare-Energien-

Anlagenbetreiber

Einkommen aus der

Vermarktung (direkt/indirekt)

Fixe technologiespezifische

Kapazitätsprämie

auf Basis einer systemdienlichen

Bezugskapazität

Barausgleich

bei

Flottenerlösen

über dem

Ausübungspreis

Ein

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Fixe

Kapazitätsprämie

Meldung von Kapazität &

stündlicher Einspeisung

Gg

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Ab

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Strommengen- (Energy-only-)

und Regelenergie-Märkte

Risiko-Bandbreiten-

Mechanismus

Öko-Institut 2014

Besten Dank

für Ihre Aufmerksamkeit

Dr. Felix Chr. Matthes

Energy & Climate Division

Büro Berlin

Schicklerstraße 5-7

D-10179 Berlin

[email protected]

www.oeko.de

twitter.com/FelixMatthes

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