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

European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung,Agentur für Erneuerbare Energien

JournalistInnen-Workshop

Dr. Felix Chr. Matthes

Berlin, 8. Juni 2012

• Transformationsphase der Brownfield-Liberalisierung

Start der Liberalisierung (1998)

• weitgehend abgeschriebener Kraftwerkspark(Ausnahme: Ost-Deutschland)

• Kraftwerkspark geprägt durch kapitalintensive Anlagen mitniedrigen kurzfristigen Grenzkosten

Alles nur Energiewende?

• Deckungsbeiträge = Gewinne

Übergangsphase der Liberalisierung (2000/2010)

• kaum „marktgetriebene“ Kraftwerksinvestitionen ohneSondereffekte (KWKG, Gratis-Zuteilung im EU ETS etc.)

Investitionsphase im liberalisierten Umfeld

• Altersstruktur des Kraftwerkspark

• Ausstieg aus der Kernenergie

• Deckungsbeiträge < Kapitaldienst

• Es geht in der konventionellen Erzeugungssystems nicht umStromerzeugung 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

Rückblick: Die Kapazitätsdiskussionder letzten Jahre

• und 6,0 / 8,6 GW KWK-Zubau

• und 1,5 / 3,8 GW Zubau gesicherter Leistung im Bereicherneuerbare Energien

• und bei konstanter Stromnachfrage

• verbleiben 14,7 / 27,5 GW nicht bereitgestellt gesicherteLeistung (10,6 / 21,7 GW bei sinkender Stromnachfrage

Prof. Dr. Georg Erdmann (TU Berlin): „Deutschland droht dieStromlücke. Futures-Preise sind kein unmittelbarer Ausdruckder Markterwartungen im Energiesektor“ (HB 2. Juni 2008)

Energiewende: Mittelfristiger Ersatz fürKKW in Deutschland

15

20

25

30

35

GW

Neckarwestheim 2

Emsland

Isar 2

Brokdorf

Gundremmingen C

Grohnde

Philippsburg 2

Gundremmingen B

Krümmel

Grafenrheinfeld

Philippsburg 1

Remaining spare capacity 2017

Öko-Institut 2011

0

5

10

Reserv

es

(20

10)

Mo

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alle

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Fossi

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DS

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Ca

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Short-term up to 2017 (*lower range) 2010

Philippsburg 1

Unterweser

Isar 1

Brunsbüttel

Biblis B

Neckarwestheim 1

Biblis A

Stromerzeugung geprägt durch variableerneuerbaren Energien (hier: EU-27)

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000T

Wh

Others

Geothermal

Biomass

Concentrated solar

Photovoltaics

Wind

Reference Scenario Vision Scenario

Öko-Institut 2011

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1990 2000 2008 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

TW

h Wind

Hydro

Gases

Oil

Lignite & brown coal

Hard coal

Nuclear

Systemkosten der Stromversorgung:Wachsende Bedeutung der Kapitalkosten

100

120

140

160

180

200/

MW

h

Network & sales costs Energy taxes and CO2 costs Variable & fuel costs Fixed & capital costs

European Commission, E3MLab 2011

0

20

40

60

80

2005 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050

Base Reference CPI HighEfficiency

HighRES

HighNuclear

HighCCS

DiversifiedOptions

€/

MW

h

• Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a.bei Wind und Solar eine besondere Dynamik entfalten

• Die Kapazitätssicherung wird sich in unterschiedlichenEtappen unterschiedlich materialisieren

2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks,(teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten(auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke

Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (1)

(auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke

2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten,(Abgang ca. 20 GW), Strom/Strom-Speicher, europäischerVerbund

2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskompo-nente!), chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!),europäischer Verbund

• Die Errichtung von „Nicht-EE“-Kraftwerksanlagen (alskonventionelle Kraftwerke oder Speicherkomponenten) bleibtlangfristig relevant

Clean/Green Dark/Spark Spreads:Neubaukraftwerke nicht attraktiv

0

10

20

30

40

EU

R/M

Wh

(NC

V)

CO2-Einpreisung

erbringt Zusatzerträge …

… aber: Deckungsbeiträge

rechtfertigen keine Investition

McCloskey Coal, EEX, eigene Berechnungen

-50

-40

-30

-20

-10

01.2003 01.2005 01.2007 01.2009 01.2011 01.2013

EU

R/M

Wh

(NC

V)

Clean Dark Spread Y+1

Green Spark Spread Y+1

Green Spark Spread Y+1 (Peak)

Dark Spread Y+1 (w/o CO2)

Spark Spread Y+1 (w/o CO2)

Exkurs InvestitionskostenCERA-Indizes

175

200

225

2502

00

0=

10

0

EPCCI (mit KKW)

PCCI (mit KKW)

EPCCI (ohne KKW)

PCCI (ohne KKW)

75

100

125

150

2000-H1 2001-H1 2002-H1 2003-H1 2004-H1 2005-H1 2006-H1 2007-H1 2008-H1 2009-H1 2010-H1 2011-H1

20

00

=1

00

Exkurs InvestitionskostenStandard-Projektionen

1.500

2.000

2.500

(20

10

)/k

W

BMWi EnergieprojektionenBraunkohle-Kraftwerk

BMWi EnergieprojektionenSteinkohle-Kraftwerk

EIA AEOKohle-Kraftwerk

BMWi Energieprojektionen

0

500

1.000

2000 2002 2004 2006 2008 2010

€(2

01

0)/

kW

BMWi EnergieprojektionenErdgas GuD-Kraftwerk

EIA AEOErdgas GuD-Kraftwerk

BMWi EnergieprojektionenErdgas Gasturbine

EIA AEOErdgas Gasturbine

• These: Energy only-Märkte werden die notwendigenEinkommensströme 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

Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (2)

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 andereLösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nurKapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze

• Das Missing Money Problem

die klassische Interpretation: durch Knappheitsprämienentstehende Preisspitzen, die Kraftwerksprojekte wirtschaftlichmachen, werden (politisch) über kurz oder lang gekappt (oderdie Märkte erwarten dies)

die Interpretation im Kontext der „Großen Transformation“:(sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zum

Herausforderung 1

(sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zumAusbau der erneuerbaren Energien kappen bzw. verringern die(für Kraftwerksinvestitionen erforderlichen) Preisspitzen

• Lösungsansatz

Bepreisung von Kraftwerkskapazitäten (wie auch immer)

• Kapazitätsmechanismen

sind spezifische Instrumente, mit denen ein Einkommensstromfür die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten oderäquivalenter Kapazitäten auf der Nachfrageseite erzeugtwerden kann

können über Preis- oder Mengensteuerung ansetzen

sind marktwirtschaftliche Steuerungsinstrumente

Exkurs: Begriffliche Klärung

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 (imengeren Sinne) greift zu kurz

• Die Marktintegration erneuerbarer Energien

ein zunehmend durch erneuerbare Energien mit (sehrniedrigen) kurzfristigen Grenzkosten geprägter Markt erlaubt inletzter Konsequenz keine Marktintegration erneuerbarerEnergien in „Energy only“-Märkte

• Lösungsansätze

eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristig

Herausforderung 2

eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristigunausweichlich (wenn man nicht bei einem durchgeplantenGarantiepreissystem bleiben will)

Kapazitätskomponenten sind hier sinnvoll und unausweichlich

• Die Integration von Speichern in dasStromversorgungssystem

Speicher werden mittelfristig (2025+) ein wichtiges Element desStrommarktes

notwendig werden sehr verschiedene Speicherprofile(Tag/Nacht, Wochentag/Wochenende, windreiche/-armePerioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)

Herausforderung 3

Perioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)

Speicheroptionen mit eher geringen Be-/Entladefrequenzensehen sich mit erheblichen ökonomischen Problemenkonfrontiert

• Lösungsansatz

Kapazitätskomponenten bei den Einkommensstömen fürSpeicher sind sinnvoll und unausweichlich

• Lokalisierungssignale für Kraftwerksinvestitionen

die Fiktion der „Kupferplatte“ erzeugt keineLokalisierungssignale für Kraftwerke (und Nachfrager)

• Lösungsansätze

Bepreisungsansätze auf der Netzseite (Preiszonen, NodalPricing): Unzweifelhaft kurzfristige Einsparung von Redispatch-Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen in

Herausforderung 4

Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen ineinem sich hochdynamisch verändernden Netz sind frag-/diskussionswürdig

Kapazitätsmechanismen mit regionalen Komponenten könnenggf. einen Teil der Lösung bilden

• Preisbildung

Mengensteuerung

Preissteuerung

• Adressierte Kapazitätsarten

(notwendige) Neubaukraftwerke (separat)

(stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)

Design von KapazitätsmechanismenZentrale Fragestellungen

(stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)

alle Kraftwerke (gleichermaßen)

Nachfrageseite

• Zusätzliche Qualifikationsanforderungen

Flexibilität

Emissionsstandards

Lokalisierung (ggf. temporär)

• Europäischer Harmonisierungsbedarf

• Effektive Gewährleistung von langfristigerVersorgungssicherheit

insgesamt und regional

in einem nicht perfekten Infrastruktur-Umfeld

• Kosten

für die Verbraucher/Netznutzer (!)

Design von KapazitätsmechanismenZentrale Bewertungsmaßstäbe

• (Zukünftige) Skalier- oder Nutzbarkeit jenseits deskonventionellen Kraftwerkssegments

erneuerbare Energien

Speicher

Infrastruktur(subtitut?)

• Praktische Erfahrungen mit wettbewerblich ausgerichtetenKapazitätsmechanismen sinnvoll und notwendig

• Umfassende Kapazitätsmärkte bilden derzeit keinensinnvollen Ansatz

wahrscheinlich leichte Effizienzvorteile aber

erhebliche Verteilungseffekte (von den Netznutzern zu denBetreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden

Schlussfolgerungen

Betreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden

• Selektive Kapazitätsmechanismen bilden einen sehrinteressanten Ansatz

kurzfristige Lösungsoption für anstehendeKraftwerksinvestitionen

Möglichkeit der Integration von Lokalisierungskomponenten

Mengensteuerung als zukunftsträchtigerer Ansatz

begrenztes „Experiment“ ist mit überschaubaren Risiken(Europa, „slippery slope“) verbunden

• Kapazitätselemente im Strommarkt-Design

gibt es in einigen Teilmärkten Europas heute schon

werden (im unterschiedlichen Konkretisierungsgrad) für vieleTeilmärkte Europas diskutiert

haben natürlich Verteilungswirkungen

sind (für Europa) nicht umfassend erprobt

… und die Notwendigkeit europäischerHarmonisierung?

• europäische Harmonisierung ist ein längerer Prozess

umfassende EU-Gesetzgebung derzeit möglich und wirklichnotwendig?

aber: ohne Harmonisierungsschritte: Wildwuchs vonRegelungen (direkte Subventionierung als Präferenz einigerStaaten …)

Zwischenschritt: harmonisierte Bedarfsplanung?

Besten Dankfür Ihre Aufmerksamkeit

Dr. Felix Chr. MatthesEnergy & Climate DivisionBüro BerlinSchicklerstraße 5-7D-10179 Berlinf.matthes@oeko.dewww.oeko.de