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Was muss das zukünftige Marktdesign liefern?
 

Was muss das zukünftige Marktdesign liefern?

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Vortrag von Hauke Hermann bei der Jahrestagung 2012 des Öko-Instituts, 13. September 2012 in Berlin.

Vortrag von Hauke Hermann bei der Jahrestagung 2012 des Öko-Instituts, 13. September 2012 in Berlin.

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    Was muss das zukünftige Marktdesign liefern? Was muss das zukünftige Marktdesign liefern? Presentation Transcript

    • Was muss das zukünftigeMarktdesign liefern?Jahrestagung 2012Energiewende – Gut vernetzt? Wie die Transformation desEnergiesystems gelingen kannHauke HermannBerlin, 13. September 2012
    • ZieleWesentliche Ziele:• Dekarbonisierung des Kraftwerksparks• Versorgungssicherheit• Begrenzung der Kosten für die Verbraucher (statt fiktiver Effizienz)
    • Themen (1)• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes  Strombörse mit europäischem Market-coupling  Herausforderungen  Lösungsansätze• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung Versorgungssicherheit  Herausforderung  Fokussierter Kapazitätsmarkt• Erneuerbare Energien  Erste Ideen
    • Themen (1)• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes  Strombörse mit europäischem market-coupling  Herausforderungen: • Das Nord-Süd Problem • Verknüpfung mit Regelenergiemarkt beachten kürze Ausschreibungsfristen Netzregelverbund ausweiten
    • Europäische Einbettung:Strompreise Winter 2008/09 im Tagesverlauf 100 Frankreich 90 Deutschland 80 Norwegen 70 60Euro / MWh 50 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
    • Europäische Einbettung:Strompreise Winter 2011/12 im Tagesverlauf 80 100 Frankreich Frankreich 90 70 Deutschland Deutschland 80 60 Norwegen Norwegen 70 50 60 MWhEuro / MWh 40 50 40 30 30 20 20 10 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
    • Importe & Exporte im Winter 2012 7,0 320 Niederlande 6,0 300 5,0 280 Schweiz 4,0 260 Tschechien 3,0 240 2,0 220 Dänemark 1,0 200 ÖsterreichGW 0,0 180 -1,0 160 Schweden -2,0 140 Polen -3,0 120 -4,0 100 Frankreich -5,0 80 Saldo Süd -6,0 60 €/MWh -7,0 40 Saldo Nord -8,0 20 Day Ahead -9,0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 EEX, ENTSOE, eigene Berechnungen
    • Importe & Exporte 08.02.2012 (höchster Strompreis Winter 2012) 7,0 1.000 950 Tschechien 6,0 900 5,0 Schweden 850 4,0 800 Niederlande 3,0 750 2,0 700 Österreich 650 1,0 600 DänemarkGW 0,0 550 -1,0 500 Schweiz -2,0 450 400 Polen -3,0 350 -4,0 300 Frankreich -5,0 250 200 Saldo Süd -6,0 €/MWh 150 -7,0 Saldo Nord 100 -8,0 50 Day Ahead -9,0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 EEX, ENTSOE, eigene Berechnungen
    • Kurzfristige OptimierungDie Strombörse• Optimierter Einsatz von EE, konventionellen Kraftwerken, flexibler Last, Importen, Exporten, Tagesspeichern und Langfristspeichern  Bisher ist die Strombörse auf dem räumlichen Auge blind!  Regionale Preissignale für optimierten Dispatch von Erzeugung und Außenhandel?  Mehr Erzeugung in & weniger Exporte aus Süddeutschland,  Netznutzungsentgelte für Erzeuger differenzieren?  Weniger Erzeugung in Norddeutschland  Day-Ahead Kapazitäten der Grenzkuppelstellen im Süden reduzieren?  Vermeidung Nord-Süd-Engpässe• Memo: Fraglich, ob das Ausland zur Kapazitätssicherung in Süddeutschland beitragen wird?
    • Themen (2)• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes  Strombörse mit europäischem Market-coupling  Herausforderungen  Lösungsansätze• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung Versorgungssicherheit  Herausforderung  Fokussierter Kapazitätsmarkt• Erneuerbare Energien  Erste Ideen
    • Kapazitätssicherung in DeutschlandEine mehrdimensionale Herausforderung• Die sich in einem bestimmten historischen Kontext (in Kontinentaleuropa) herausgebildeten Energy only-Märkte können fundamental nicht zu längerfristig nachhaltigen Preisniveaus führen• Für einen Teil des für Versorgungssicherheit notwendigen Kapazitätsbestandes gibt es im Energy only-Markt keine marktendogene Nachfrage – und damit auch kein Angebot• Die Kosten für konventionelle Kraftwerke sind in den letzten Jahren – aus unterschiedlichen Gründen – massiv gestiegen• Die energie- und klimapolitisch motivierte (notwendige) Flankierung erneuerbarer Energien verschärft diese Situation• Das Emissionshandelssystem der Europäischen Union führt – bei niedrigen CO2-Preisniveaus – nicht zu den erwarteten zusätzlichen Deckungsbeiträgen
    • Exkurs InvestitionskostenStandard-Projektionen 2.500 BMWi Energieprojektionen Braunkohle-Kraftwerk 2.000 BMWi Energieprojektionen Steinkohle-Kraftwerk EIA AEO Kohle-Kraftwerk 1.500€(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
    • Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive• These: Energy only-Märkte werden die notwendigen Einkommensströme nicht erzeugen können  Sehr hohe Volatilitäten/Spreads wären notwendig!  Glauben Investoren an 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
    • Ziele• Ziele für einen neuen Ansatz, der gravierende Nachteile vermeidet  primäre Ziele • Flankierung bestehender Kapazitäten (10…15 GW) bis 2020 • Flankierung neuer Kapazitäten (~5 GW bis 2020, ~20 GW bis 2030) • spezifische Adressierung der Nachfrageseite  sekundäre Ziele • Begrenzung der Kosten für die Verbraucher (statt fiktiver Effizienz) • Beitrag zum effizienten Umbau des Stromsystems • Lernfähigkeit, auch mit Blick auf die langfristige REG-Integration • Fehlertoleranz, Anpassungs- und Entwicklungsfähigkeit
    • Ein neuer VorschlagDer fokussierte Kapazitätsmarkt (1)• Wettbewerbliches Kapazitätsmarktmodell für zwei Teilmärkte (separate zentrale Auktionen)  Teilmarkt für stilllegungsgefährdete konventionelle Kraftwerke • pragmatische Abgrenzung ist robust möglich • technische Qualifikationsanforderungen ggf. in späterer Phase • keine Teilnahmebeschränkung bzgl. des Energy only-Marktes • Zulassung von Geboten des Nachfragemanagements • erste Kapazitätszahlungen in 2015/2016 möglich  Teilmarkt für konventionelle Neubaukraftwerke • längerfristige Kapazitätszahlungen als für das Bestandssegment • keine Teilnahmebeschränkung bzgl. des Energy only-Marktes • technische Qualifikationsanforderungen • lokale Fokussierung (ggf. als Teil des Portfolios) möglich • erste Kapazitätszahlungen (nach Produktionsaufnahme) in 2019/2020 möglich• Weitere Spezifikationen im Oktober
    • Ein neuer VorschlagDer fokussierte Kapazitätsmarkt (2)• Bewertungsaspekte für das Modell des fokussierten Kapazitätsmarktes  effektiv, da die kritischen Bereiche umfassend und mit klaren Produkten adressiert werden  vergleichsweise einfach einzuführen  wahrscheinlich (etwas) weniger effizient als der umfassende Kapazitätsmarkt  Netto-Kostenbelastung für die Stromverbraucher mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit unter denen aller anderer Modelle  Fehlertoleranz, Anpassungsfähigkeit und Weiterentwicklungsfähigkeit über die Zeit umfassend gegeben
    • Themen (3)• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes  Strombörse mit europäischem Market-coupling  Herausforderungen  Lösungsansätze• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung Versorgungssicherheit  Herausforderung  Fokussierter Kapazitätsmarkt• Erneuerbare Energien  Erste Ideen
    • … und die erneuerbaren Energien?Ansatzpunkte für die Diskussion• Das bisherige Fördersystem für erneuerbare Energien ist nur begrenzt für den Ausbaupfad jenseits der Nische geeignet• In den Strommarkt nach heutigem Design (Energy only-Markt) sind die meisten erneuerbaren Energien (Wind, Sonne etc.) letztlich nicht integrierbar• Die Weiterentwicklung der Förderung erneuerbarer Energien muss sich – ggf. in mehreren Etappen – in Richtung strukturell ähnlicher Zahlungsströme (Kapazität und Arbeit) entwickeln, wie sie für den konventionellen Markt unabdingbar werden, wenn Marktkonvergenz und –integration angestrebt werden• Es geht um Preissignale für a) Investition und Betrieb und b) für beides mit Blick auf Kapazität und elektrische Arbeit• Bei alledem ist aber zu berücksichtigen: Auch Technologie- differenzierung bzw. –clusterung hat einen hohen Wert (Infrastruktur, Speicherbedarf etc.)!
    • Besten Dank!Hauke HermannÖko-InstitutEnergy & Climate DivisionBerlin BranchSchicklerstrasse 5-7D-10179 Berlin, Germanyh.hermann@oeko.dewww.oeko.de