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Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen und zukunftsfähigen Strommarktdesign
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Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen und zukunftsfähigen Strommarktdesign

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Vortrag von Dr. Felix Christian Matthes, Berliner Energietage 2014, Workshop des Öko-Instituts "Ein ganzheitliches Marktdesign für ein zukunftsfähiges Stromsystem"

Vortrag von Dr. Felix Christian Matthes, Berliner Energietage 2014, Workshop des Öko-Instituts "Ein ganzheitliches Marktdesign für ein zukunftsfähiges Stromsystem"

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  • 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 f.matthes@oeko.de / h.hermann@oeko.de www.oeko.de