Energiewende: Strommarktdesign (oder: Leistung muss sich wieder lohnen …)

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Vortrag beim JournalistInnen-Workshop der European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung, Agentur für Erneuerbare Energien am 8. Juni 2012 in Berlin

Vortrag beim JournalistInnen-Workshop der European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung, Agentur für Erneuerbare Energien am 8. Juni 2012 in Berlin

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  • 1. Energiewende: Strommarktdesign(oder:Leistung muss sich wieder lohnen …)European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung,Agentur für Erneuerbare EnergienJournalistInnen-WorkshopDr. Felix Chr. MatthesBerlin, 8. Juni 2012
  • 2. Alles nur Energiewende?• Transformationsphase der Brownfield-Liberalisierung  Start der Liberalisierung (1998) • weitgehend abgeschriebener Kraftwerkspark (Ausnahme: Ost-Deutschland) • Kraftwerkspark geprägt durch kapitalintensive Anlagen mit niedrigen kurzfristigen Grenzkosten • Deckungsbeiträge = Gewinne  Übergangsphase der Liberalisierung (2000/2010) • kaum „marktgetriebene“ Kraftwerksinvestitionen ohne Sondereffekte (KWKG, Gratis-Zuteilung im EU ETS etc.)  Investitionsphase im liberalisierten Umfeld • Altersstruktur des Kraftwerkspark • Ausstieg aus der Kernenergie • Deckungsbeiträge < Kapitaldienst
  • 3. Rückblick: Die Kapazitätsdiskussionder letzten Jahre• Es geht in der konventionellen Erzeugungssystems nicht um Stromerzeugung sondern um (Spitzen-) Last-Deckung• Zwei Blicke zurück  dena- (Strom-/Effizienzlücken-) Studie (2010) für 2020/2030 • bei Zubau konventioneller (Kondensationskraftwerks-) Kapazitäten von 12,6 GW und • und 6,0 / 8,6 GW KWK-Zubau • und 1,5 / 3,8 GW Zubau gesicherter Leistung im Bereich erneuerbare Energien • und bei konstanter Stromnachfrage • verbleiben 14,7 / 27,5 GW nicht bereitgestellt gesicherte Leistung (10,6 / 21,7 GW bei sinkender Stromnachfrage  Prof. Dr. Georg Erdmann (TU Berlin): „Deutschland droht die Stromlücke. Futures-Preise sind kein unmittelbarer Ausdruck der Markterwartungen im Energiesektor“ (HB 2. Juni 2008)
  • 4. Energiewende: Mittelfristiger Ersatz fürKKW in Deutschland 35 Neckarwestheim 2 Emsland 30 Isar 2 Brokdorf 25 Gundremmingen C Grohnde Remaining spare capacity 2017 Philippsburg 2 20 Gundremmingen BGW Krümmel 15 Grafenrheinfeld Philippsburg 1 Unterweser 10 Isar 1 Brunsbüttel 5 Biblis B Neckarwestheim 1 Biblis A 0 Mothballed Fossil PP Biomass PP construction* (CC & CHP)* Decommissio- Reserves Efficiency Capacity planned* capacities of NPP old fossil PP & DSM (2010) Fossil PP (2011) Addl PP under ning Short-term up to 2017 (*lower range) 2010 Öko-Institut 2011
  • 5. Stromerzeugung geprägt durch variableerneuerbaren Energien (hier: EU-27) 5,000 Reference Scenario Vision Scenario Others 4,500 Geothermal 4,000 Biomass 3,500 Concentrated solar Photovoltaics 3,000 WindTWh 2,500 Hydro 2,000 Gases 1,500 Oil 1,000 Lignite & brown coal Hard coal 500 Nuclear 0 1990 2000 2008 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 Öko-Institut 2011
  • 6. Systemkosten der Stromversorgung:Wachsende Bedeutung der Kapitalkosten 200 Network & sales costs Energy taxes and CO2 costs Variable & fuel costs Fixed & capital costs 180 160 140 120 € / MWh 100 80 60 40 20 0 2005 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 Base Reference CPI High High High High Diversified Efficiency RES Nuclear CCS Options European Commission, E3MLab 2011
  • 7. Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (1)• Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a. bei Wind und Solar eine besondere Dynamik entfalten• Die Kapazitätssicherung wird sich in unterschiedlichen Etappen unterschiedlich materialisieren  2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks, (teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten (auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke  2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten, (Abgang ca. 20 GW), Strom/Strom-Speicher, europäischer Verbund  2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskompo- nente!), chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!), europäischer Verbund• Die Errichtung von „Nicht-EE“-Kraftwerksanlagen (als konventionelle Kraftwerke oder Speicherkomponenten) bleibt langfristig relevant
  • 8. Clean/Green Dark/Spark Spreads:Neubaukraftwerke nicht attraktiv CO2-Einpreisung … aber: Deckungsbeiträge erbringt Zusatzerträge … rechtfertigen keine Investition 40 30 20 10EUR/MWh(NCV) 0 -10 -20 Clean Dark Spread Y+1 -30 Green Spark Spread Y+1 Green Spark Spread Y+1 (Peak) -40 Dark Spread Y+1 (w/o CO2) Spark Spread Y+1 (w/o CO2) -50 01.2003 01.2005 01.2007 01.2009 01.2011 01.2013 McCloskey Coal, EEX, eigene Berechnungen
  • 9. Exkurs InvestitionskostenCERA-Indizes 250 EPCCI (mit KKW) PCCI (mit KKW) 225 EPCCI (ohne KKW) PCCI (ohne KKW) 200 1752000 = 100 150 125 100 75 2000-H1 2001-H1 2002-H1 2003-H1 2004-H1 2005-H1 2006-H1 2007-H1 2008-H1 2009-H1 2010-H1 2011-H1
  • 10. Exkurs InvestitionskostenStandard-Projektionen 2.500 BMWi Energieprojektionen Braunkohle-Kraftwerk 2.000 BMWi Energieprojektionen Steinkohle-Kraftwerk EIA AEO Kohle-Kraftwerk 1.500€(2010)/kW (2010)/kW BMWi Energieprojektionen Erdgas GuD-Kraftwerk 1.000 EIA AEO Erdgas GuD-Kraftwerk BMWi Energieprojektionen 500 Erdgas Gasturbine EIA AEO Erdgas Gasturbine 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010
  • 11. Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (2)• These: Energy only-Märkte werden die notwendigen Einkommensströme nicht erzeugen können  Sehr hohe Volatilitäten/Spreads wären notwendig!  Glauben Investoren in die Nachhaltigkeit dieser Signale?  Sind die Verteilungseffekte (politisch) beherrschbar?• Konsequenz: Ohne Einkommensströme für die Bereitstellung von Kapazitäten wird das Stromversorgungssystem in Europa – marktbasiert – nicht betrieben werden können  Konventionelle Kraftwerkskapazitäten  Marktintegration erneuerbarer Energien  Integration von Stromspeichern  (Lokalisierungssignale für Erzeugungsinvestitionen)• Für jede dieser Herausforderungen sind auch andere Lösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nur Kapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze
  • 12. Herausforderung 1• Das Missing Money Problem  die klassische Interpretation: durch Knappheitsprämien entstehende Preisspitzen, die Kraftwerksprojekte wirtschaftlich machen, werden (politisch) über kurz oder lang gekappt (oder die Märkte erwarten dies)  die Interpretation im Kontext der „Großen Transformation“: (sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zum Ausbau der erneuerbaren Energien kappen bzw. verringern die (für Kraftwerksinvestitionen erforderlichen) Preisspitzen• Lösungsansatz  Bepreisung von Kraftwerkskapazitäten (wie auch immer)
  • 13. Exkurs: Begriffliche Klärung• Kapazitätsmechanismen  sind spezifische Instrumente, mit denen ein Einkommensstrom für die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten oder äquivalenter Kapazitäten auf der Nachfrageseite erzeugt werden kann  können über Preis- oder Mengensteuerung ansetzen  sind marktwirtschaftliche Steuerungsinstrumente• Kapazitätsmärkte (im engeren Sinn)  sind konkrete Umsetzungsoptionen für Kapazitäts- mechanismen  bepreisen in den bisher vorherrschenden (nordamerikanischen) Modellen jegliche Kraftwerkskapazität• Eine Fokussierung der Debatte auf Kapazitätsmärkte (im engeren Sinne) greift zu kurz
  • 14. Herausforderung 2• Die Marktintegration erneuerbarer Energien  ein zunehmend durch erneuerbare Energien mit (sehr niedrigen) kurzfristigen Grenzkosten geprägter Markt erlaubt in letzter Konsequenz keine Marktintegration erneuerbarer Energien in „Energy only“-Märkte• Lösungsansätze  eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristig unausweichlich (wenn man nicht bei einem durchgeplanten Garantiepreissystem bleiben will)  Kapazitätskomponenten sind hier sinnvoll und unausweichlich
  • 15. Herausforderung 3• Die Integration von Speichern in das Stromversorgungssystem  Speicher werden mittelfristig (2025+) ein wichtiges Element des Strommarktes  notwendig werden sehr verschiedene Speicherprofile (Tag/Nacht, Wochentag/Wochenende, windreiche/-arme Perioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)  Speicheroptionen mit eher geringen Be-/Entladefrequenzen sehen sich mit erheblichen ökonomischen Problemen konfrontiert• Lösungsansatz  Kapazitätskomponenten bei den Einkommensstömen für Speicher sind sinnvoll und unausweichlich
  • 16. Herausforderung 4• Lokalisierungssignale für Kraftwerksinvestitionen  die Fiktion der „Kupferplatte“ erzeugt keine Lokalisierungssignale für Kraftwerke (und Nachfrager)• Lösungsansätze  Bepreisungsansätze auf der Netzseite (Preiszonen, Nodal Pricing): Unzweifelhaft kurzfristige Einsparung von Redispatch- Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen in einem sich hochdynamisch verändernden Netz sind frag- /diskussionswürdig  Kapazitätsmechanismen mit regionalen Komponenten können ggf. einen Teil der Lösung bilden
  • 17. Design von KapazitätsmechanismenZentrale Fragestellungen• Preisbildung  Mengensteuerung  Preissteuerung• Adressierte Kapazitätsarten  (notwendige) Neubaukraftwerke (separat)  (stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)  alle Kraftwerke (gleichermaßen)  Nachfrageseite• Zusätzliche Qualifikationsanforderungen  Flexibilität  Emissionsstandards  Lokalisierung (ggf. temporär)• Europäischer Harmonisierungsbedarf
  • 18. Design von KapazitätsmechanismenZentrale Bewertungsmaßstäbe• Effektive Gewährleistung von langfristiger Versorgungssicherheit  insgesamt und regional  in einem nicht perfekten Infrastruktur-Umfeld• Kosten  für die Verbraucher/Netznutzer (!)• (Zukünftige) Skalier- oder Nutzbarkeit jenseits des konventionellen Kraftwerkssegments  erneuerbare Energien  Speicher  Infrastruktur(subtitut?)
  • 19. Schlussfolgerungen• Praktische Erfahrungen mit wettbewerblich ausgerichteten Kapazitätsmechanismen sinnvoll und notwendig• Umfassende Kapazitätsmärkte bilden derzeit keinen sinnvollen Ansatz  wahrscheinlich leichte Effizienzvorteile aber  erhebliche Verteilungseffekte (von den Netznutzern zu den Betreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden• Selektive Kapazitätsmechanismen bilden einen sehr interessanten Ansatz  kurzfristige Lösungsoption für anstehende Kraftwerksinvestitionen  Möglichkeit der Integration von Lokalisierungskomponenten  Mengensteuerung als zukunftsträchtigerer Ansatz  begrenztes „Experiment“ ist mit überschaubaren Risiken (Europa, „slippery slope“) verbunden
  • 20. … und die Notwendigkeit europäischerHarmonisierung?• Kapazitätselemente im Strommarkt-Design  gibt es in einigen Teilmärkten Europas heute schon  werden (im unterschiedlichen Konkretisierungsgrad) für viele Teilmärkte Europas diskutiert  haben natürlich Verteilungswirkungen  sind (für Europa) nicht umfassend erprobt• europäische Harmonisierung ist ein längerer Prozess  umfassende EU-Gesetzgebung derzeit möglich und wirklich notwendig?  aber: ohne Harmonisierungsschritte: Wildwuchs von Regelungen (direkte Subventionierung als Präferenz einiger Staaten …)  Zwischenschritt: harmonisierte Bedarfsplanung?
  • 21. Besten Dank für Ihre AufmerksamkeitDr. Felix Chr. MatthesEnergy & Climate DivisionBüro BerlinSchicklerstraße 5-7D-10179 Berlinf.matthes@oeko.dewww.oeko.de