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
0
10
20
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40
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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
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are
En
erg
ien
Ko
nve
nti
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ell
e E
nerg
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
Das langfristige neue Marktdesign
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
Das langfristige neue Marktdesign
Weitere Grundsatz-Überlegungen
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En
erg
ien
Ko
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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
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Stilllegungs-
gefährdete
Bestandsanlagen
Steuerbare
Lasten
Präqualifikation Präqualifikation
Präqualifikation
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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
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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
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9
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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
Der Fokussierte Kapazitätsmarkt
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
Der Fokussierte Kapazitätsmarkt
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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str
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gen
Bonussysteme
Strommarkt-Einkommen
Technologie-
differenzierung
Strommengen Kapazitäten
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FestpreissystemeA
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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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Kap
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Zahlung einer fixen
Kapazitätsprämie*
Meldung von Kapazität &
stündlicher Einspeisung
Gg
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Ab
sc
hö
pfu
ng
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
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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