Erneuerbare Energien, Backup-Kraftwerke und Speicher: Ein neues Energiesystem nur mit einem neuen Marktdesign

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1 Erneuerbare Energien, Backup-Kraftwerke und Speicher: Ein neues Energiesystem nur mit einem neuen Marktdesign Fachtagung der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) Energieeffizienz und Erneuerbare Energien im Wettbewerb der Schlüssel für eine Energiewende nach Maß Dr. Felix Chr. Matthes München, 30. April 2012

2 Die Transformation des Stromsystems Entwicklungsetappen des Systems Ziel ist ein (sehr) weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhendes Stromversorgungssystem Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a. bei Wind- und Solar-Kraftwerken eine besondere Dynamik entfalten Die (zur Versorgungssicherheit notwendige) komplementäre Flexibilität wird im Zeitverlauf unterschiedlich bereitgestellt werden (können/müssen) 2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks, (teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten (auch: KWK), DSM, Pumpspeicher, Infrastrukturausbau 2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten, DSM, Strom/Strom-Speicher, Wärmespeicher, Infrastrukturausbau (auch: europäischer Verbund) 2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskomponente!), Wärmespeicher, chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!), europäischer Verbund

3 TWh Stromerzeugung aus Erneuerbaren Herausforderungen & Ansatzpunkte Main Challenges Take-off, technology, cost cuttings System & market integration Storage System services European Integration Main policies Financial support scheme (FiT) Market design (conventional & renewables & storage) Obligation for network connection Enabling framework for massive infrastructure roll-out (T & D & S) Priority network access European convergence National targets 300 Historical data Binding target (EU) Geothermal Waste (biogenic) 200 Landfill gas Biomass Photovoltaics 100 Wind - offshore Wind - onshore Hydro Quelle: BReg (2012), Öko-Institut (2012)

4 / MWh Zukünftiges Energiesystem: in den meisten Varianten sehr heterogen & kapitalintensiv 1. höhere Systemkosten 2. (sehr) vergleichbare Systemkosten 3. sehr kapitalintensiv 4. mittelfristige Herausforderung: Speicherkosten Network & sales costs Energy taxes and CO2 costs Variable & fuel costs Fixed & capital costs Base Reference CPI High Efficiency High RES High Nuclear High CCS Diversified Options European Commission, E3MLab 2011, Matthes 2012

5 Mrd. (2005) Das stromwirtschaftliche Umfeld Umfassende Investitionen werden notwendig 14 Large investments (regulated monopolies) Initial phase of liberalization Large investments again Others Generation assets Transmission and distribution networks VDEW, BDEW, Öko-Institut 2012

6 2000 = 100 Auch die Welt der Anlagenmärkte befindet sich im Wandel CERA Power Capital Costs Index Europe 75 CERA Power Capital Costs Index Europe (w/o nuclear) CERA Power Capital Costs Index North America CERA Power Capital Costs Index North America (w/o nuclear) H H H H H H H H1 CERA, Öko-Institut

7 Transformation des Stromsystems Startpunkt 1: Konventionelles Marktsegment (1) Das konventionelle Kraftwerkssegment wird für die nächsten beiden Dekaden einen entscheidenden Beitrag der Flexibilitätssicherung übernehmen müssen Es bestehen hier jedoch erhebliche Herausforderungen Kraftwerksbestand die Preis setzende Kraftwerks-Kohorte (ca. 20 GW) läuft mit der Vollversteigerung im EU ETS ab 2013 in (zunehmende) wirtschaftliche Probleme die Industrial Emissions-Richtlinie der EU wird sehr zeitnah (Stichjahre 2015/2020/2023) Kapazitätsabschaltungen v.a. im benachbarten Ausland bewirken (PL >10 GW, FR >5 GW) weitere KKW-Abgänge absehbar (DE!, BE!, FR?) Neubaukraftwerke: notwendig (>20 GW für nächsten zwei Dekaden) aber absehbar wirtschaftlich nicht darstellbar Kapazitätssicherung im Bestand und im Neubau sind nötig

8 /kw Wirtschaftliche Situation (einiger) Bestands-KW Deckung der fixen Betriebskosten nicht gesichert Fixe Betriebskosten kleine Steinkohlekraftwerke (< 400 MW) Fixe Betriebskosten GuD- und große Steinkohlekraftwerke Fixe Betriebskosten Gasturbinen-Kraftwerke Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (34%) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (39%) Clean-Spark-Spread GuD-Kraftwerk (58% Hu) Clean-Dark-Spread Gasturbine (40%) Öko-Institut/LBD/Raue LLP 2012

9 /kw Wirtschaftliche Situation von Neubaukraftwerken Kapitalkostendeckung nicht in Sicht Fixkosten Steinkohlekraftwerke (Investition & Betrieb) Fixkosten GuD-Kraftwerke (Investition & Betrieb) Fixkosten Gasturbinen-Kraftwerke (Investition & Betrieb) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (45%) Clean-Spark-Spread GuD-Kraftwerk (58% Hu) Clean-Spark-Spread Gasturbinen-Kraftwerk (40%) Öko-Institut/LBD/Raue LLP 2012

10 Transformation des Stromsystems Startpunkt 1: Konventionelles Marktsegment (2) Die sich in einem bestimmten historischen Kontext (in Kontinental- Europa) 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 Investitionskosten 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 Ähnliche Entwicklungen ergeben sich für die meisten Staaten in der Strommarktregion CWE

11 Transformation des Stromsystems Startpunkt 1: Konventionelles Marktsegment (3) Die Wahrscheinlichkeit, ob die heutigen (Energy only-) Märkte (in Kontinentaleuropa) Preissignale erzeugen können, die nachhaltige Kraftwerksinvestitionen ermöglichen, ist in der vielschichtigen theoretischen und empirischen Debatte hoch umstritten Ein einfacher Test schafft jedoch (realweltliche) Klarheit Glauben Sie, dass es über einen Zeitraum von 5 bis 10 Jahren eine Marktsituation gibt, in der jeweils für 50 bis 100 Stunden Preise von /MWh auftreten? Glauben Sie, dass der Regulierer es (politisch) aushalten wird, in einer solchen Situation nicht einzugreifen? Würden Sie vor diesem in diesem Hintergrund eine (große) Investition tätigen, deren Wirtschaftlichkeit davon abhängt, dass es über einen Zeitraum von 5 bis 10 Jahren eine Marktsituation gibt, in der jeweils für 50 bis 100 Stunden Preise von /MWh auftreten? Für Speicher potenzieren sich all diese Herausforderungen

12 Transformation des Stromsystems Startpunkt 2: Regeneratives Marktsegment (1) Massiver Ausbau erneuerbarer Energien in den letzten Jahren Fördermodell des EEG war mit Blick auf Ausbaudynamik und Kosten (auch der Finanzierung) erfolgreich (nicht: problemfrei) Flankierung mit kostenorientierten Garantiepreisen führt jenseits der Marktnische zu wachsenden Problemen (Optimierung des Portfolios wie auch des Betriebs, politisch/rechtlicher Rahmen) Kosten des Systems bilden eine sensible Flanke (wenn auch Fokussierung auf EEG-Umlage nicht sachgerecht ist) Erzeugungsoptionen mit sehr niedrigen kurzfristigen Grenzkosten werden dominieren (und das System prägen) Integration erneuerbarer Energien in den heutigen (Energy only-) Markt hat letztlich keine tragfähige Perspektive Technologieportfolio und Finanzierung prägen die Kosten Alle regenerativen Erzeugungsoptionen haben einen (sehr) starken Infrastruktur-Bezug (mit entsprechenden Politik-Implikationen)

13 Transformation des Stromsystems Startpunkt 2: Regeneratives Marktsegment (2) Wenn erneuerbare Energien endgültig die Nische verlassen (aktuell bzw. in den nächsten Jahren) kann das aktuelle Fördermodell des EEG (kostenorientierte Garantie- Einspeisepreise) nicht mehr tragen ist die Teilnahme der erneuerbaren Energien an einer Gesamtsystem-Optimierung für Anlageninvestition und -betrieb unausweichlich Zentrale Aspekte des zukünftigen Flankierungsrahmens Finanzierungsaspekte (bzw. Risikoprämien) Infrastrukturaspekte (d.h. auch Technologieportfolios und deren Lokalisierung) Kostenaspekte (d.h. Technologieportfolios und Lernkurven) Integration in heutige Märkte ist keine belastbare Option Radikale Systemwechsel ergeben keine belastbaren Strategien

14 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Das größere Bild: Die Transformation einer polarisierten Struktur des Energiemarkts EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise Invest, produce & forget Produce & forget about investments Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Zahlungen für Energie Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Welcher Weg dorthin? From vision to transition

15 Elemente des zukünftigen Marktdesigns Langfristige Perspektive ist wichtig Strategisches Langfristziel: Preissignale und Einkommensströme für unterschiedliche Funktionalitäten des Systems Koordinationsfunktion: Energy only-markt, Betriebsoptimierung, teilweise Investitionsfinanzierung für alle Erzeugungsoptionen Sicherstellung der Versorgungssicherheit: Kapazitätsmarkt zur Investitionsfinanzierung, (Lokalisierungssignale) für alle Erzeugungsoptionen Sicherstellung CO2-freier Erzeugungsoptionen: Kapazitätsmarkt für CO2-freie Stromerzeugung zur Investitionsfinanzierung Sicherstellung der Systemstabilität: Systemdienstleistungsmarkt (Regelenergie etc.) Sicherstellung der Infrastruktur: reguliertes Strommarktsegment zur Finanzierung

16 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Ein lernender Übergang des Marktdesigns Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise (Energie-) Marktpreis- Signale (schrittweise) einführen, Förderung (schrittweise) in Kapazitätszahlungen überführen und lernen! Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Kapazitätsmarkt-Zahlungen (schrittweise und differenziert) einführen und lernen! Zahlungen für Energie Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & Integration

17 Elemente des zukünftigen Marktdesigns Konvergenz als strategischer Ansatz Pragmatischer Konvergenzansatz Kurz- bis mittelfristig konventionelles Marktsegment Schaffung von Kapazitätsmechanismen (inkl. Speicher) zunächst segmentiert: Lernerfahrungen, Verteilungseffekte, Lokalisierungsproblem (Süd!) regeneratives Marktsegment Integration von Spotmarktsignalen in das EEG (ggf. als variable Vergütungsanteile) Integration von Kapazitäts-Preiskomponenten in das EEG Langfristig: Konvergenz und Integration der beiden Marktsegmente Radikale Alternativmodelle und zu frühe Integration können (werden) die Transformation des Systems ins Stocken bringen

18 Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit Dr. Felix Chr. Matthes Energy & Climate Division Berlin office Schicklerstraße 5-7 D Berlin

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