Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0: Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign

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1 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0: Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign Agora-Energiewende Fachtagung» Auf dem Weg zum EEG 3.0: Wie finanzieren sich Erneuerbare Energien innerhalb eines neuen Marktdesigns? «Dr. Felix Chr. Matthes für das Projekt-Team Berlin, 16. Oktober 2014

2 TWh Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die materielle Ausgangsposition (1) Historische Daten EU-rechtliche Verpflichtung Nationale Ziele 100% Geothermie 500 Deponiegas Abfall (biogen) Korridor für den Ausbau des Anteils erneuerbarer Stromerzeugung auf 80 bis 100% im Jahr % 400 Biomasse 60% 300 Fotovoltaik 200 Windkraft offshore Windkraft onshore Mindest-Ausbaupfad Energiekonzept 2010/ % 100 Wasserkraft Ausbaukorridor EEG % 0 0%

3 TWh Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die materielle Ausgangsposition (1) Geothermie Systemkosten gewinnen massiv an Bedeutung Korridor für den Ausbau des Deponiegas Anteils erneuerbarer Stromerzeugung auf 80 bis 100% im Jahr 2050 Abfall (biogen) Biomasse Fotovoltaik Historische Daten Windkraft offshore Windkraft onshore EU-rechtliche Verpflichtung Nationale Ziele Erneuerbare beginnen das System massiv zu prägen Systemdienlichkeit (Flexibilitätsbedarf/-angebot) als neue Herausforderung Mindest-Ausbaupfad Energiekonzept 2010/ % 80% 60% 40% 100 Wasserkraft Ausbaukorridor EEG % 0 0%

4 2010 / MWh Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die materielle Ausgangsposition (2) Preisdauerlinie 2015 Preisdauerlinie 2025 Preisdauerlinie 2035 Preisdauerlinie Stunden

5 2010 / MWh Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die materielle Ausgangsposition (2) Preisdauerlinie 2015 Preisdauerlinie 2025 Preisdauerlinie 2035 Preisdauerlinie Erneuerbare können sich in den meisten der erwartbaren Strommarktentwicklungen (hier eine der Varianten) über den Energy-only-Markt (allein) nicht refinanzieren. Ein Finanzierungsmechanismus zur Deckung der Kapitalkosten bleibt langfristig erforderlich Stunden

6 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die regulatorische Ausgangsposition Die Energiewirtschaft ist (und bleibt) wettbewerblich strukturiert Ist-Situation (in der EU!) und Zielmodell für ein koordinationsintensives Stromsystem Koordination in maßgeblichem Umfang über Preissignale und Finanzierung über (neue) Märkte längerfristige Finanzierungszusagen nur durch den Regulator möglich Risiko-Asymmetrien für die verschiedenen Segmente (nicht nur für erneuerbare Energien und fossile Erzeugung sondern auch für Nachfrageflexibilität und Speicher!) nur noch begrenzt legitimierbar Längerfristig wirkende Richtungsentscheidungen des EEG 2014 verpflichtende Direktvermarktung als Standardmodell Ausschreibungen als (kommendes) Standardverfahren (beginnende) Etablierung des Börsenpreissignals als Grundlage für Betriebsentscheidungen Das Finanzierungsmodell für erneuerbare Energien sollte sich an einem langfristig nachhaltigen Strommarktdesign orientieren

7 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zielmodell eines Strommarkts der Energiewende Kapazitäts- und Flexibilitäts-Markt** SDL-Märkte* Regenerativ- (Kapazitäts-) Markt** Erzeugungssegment des Stromsystems Infrastruktursegment des Stromsystems Nachfragesegment des Stromsystems ** Finanzierungssegmente Energy-only- Markt* Infrastruktur- Regulierung Marktsegmente (nach Primärfunktion): * Koordinationssegmente Klare Separierung der (Rest-) Finanzierungsmechanismen von den Koordinationsmechanismen (möglichst geringe Preisverzerrungen)

8 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (1) 1. Unverzerrte Preissignale des Energy-only-Marktes Direktvermarktung und feste Prämie als Standardfall variable Einspeise-Vergütungskomponente als Sonderfall (spiegelt Preis der Strombörse) Optimierung des Betriebs auch zwischen Energy-only- und Systemdienstleistungsmärkten 2. Schließung der Refinanzierungslücke durch eine feste Prämie auf systemdienliche Kapazität, die über 20 Jahre gezahlt wird Kapazitätszahlungen auf die systemdienliche Bezugsleistung einlastbare Stromerzeugungsoptionen: installierte Leistung Wind- und Solarenergie: Durchschnitt der stündlichen Einspeiseleistung für die mittleren 80% der Jahresstunden Windenergie: Anpassung der Standard-Kapazitätsprämie an die Standortgüte mit einem Standort-Indexierungsverfahren (weiter entwickeltes Referenzertragsmodell o.ä.) zur regionalen Vergleichmäßigung des Ausbaus und zur Vermeidung von Mitnahmeeffekten

9 Leistung (MW) Strompreis ( / MWh) Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (2) Einspeisespitze um 75% höher Standard-Anlage Optimierte Anlage Preis-Dezile (2015) % der Erzeugung in werthaltigere Stunden verschoben % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Anteil der Jahresstunden

10 Leistung (MW) Strompreis ( / MWh) Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (2) Die 10% höchsten und die 10% niedrigsten Einspeisespitze um 75% stündlichen höher Einspeiseleistungen (im Jahr) werden nicht berücksichtigt. Der Mittelwert der Einspeisung für die verbleibenden 80% bildet die Bezugsbasis für die Kapazitätsprämie. 13% der Erzeugung in werthaltigere Stunden verschoben Standard-Anlage Optimierte Anlage Preis-Dezile (2015) Weniger Spitzeneinspeisung und gleichmäßigeres Produktionsprofil werden honoriert. Die Anreize zur systemdienlichen Auslegung werden (deutlich) verstärkt % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Anteil der Jahresstunden

11 /kw Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (3) Illustrative Parametrisierung für das Jahr 2015 (Basis EEG 2014) Sonderzahlung Standortdifferenzierung Grundvergütung Offshore-Windenergie Wind Onshore PV < 10 MW Biomasse Biogas Mittelfristige Konvergenz der Kapazitätsprämien für Wind & Solar

12 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (4) 3. (Innovations-) Sonderziele werden über einen (temporären) Kapazitätszuschlag berücksichtigt 10 GW-Offshore-Wind-Programm außerhalb oder innerhalb des EEG 3.0 zu finanzieren 4. Risikobegrenzung durch einen Risiko-Bandbreiten-Mechanismus Änderung des Risikoprofils: Übernahme des Strompreisrisikos durch die Anlagenbetreiber, dafür Abbau des Wetter-Risikos, Netto- Risikozuwachs bleibt begrenzt Risiko-Bandbreiten-Mechanismus konservative Erlösprognose auf dieser Basis Definition eines Ausübungspreises für Abschöpfung (bei Ausschreibungen: Bekanntgabe vor Auktion) Abschöpfung der Erlöse bei Überschreitung eines bestimmten Erlösniveaus der Flotte

13 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (5)

14 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (6) 5. Ausschreibungen schrittweise Einführung von Ausschreibungsverfahren, zunächst möglichst weitgehende Ausnutzung der De-Minimis-Freistellungsoptionen der EU-Beihilfeleitlinien für nicht von Ausschreibungen erfasste Anlagen Umsetzung von administrativ festgelegten Kapazitätsprämien Bekanntgabe des Ausübungspreises für den Risiko-Bandbreiten- Mechanismus vor der Auktion: Wettbewerb um Strompreisprognose bzw. Übernahme von Strompreisrisiken bleibt erhalten Descending-Clock-Verfahren mit Einheitspreis spezielle Regelungen für kleine Projekte (z.b. aus dem Bereich der Bürgerenergie)

15 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die Rolle der Bürgerenergie Strategische und ökonomische Partizipation der Bürger ist ein eigenständiges (politisches) Ziel Das Stromsystem wird bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien komplexer, damit werden notwendigerweise die Regelungen des Systems komplexer, damit müssen alle Beteiligten umgehen (können) Bürgerenergieprojekte haben durchaus perspektivische Vorteile geringere Anforderungen an die Eigenkapitalverzinsung geringere (lokale) Umsetzungsrisiken Möglichst transparente Regelungen sind eine wesentliche Erfolgsbedingung für Bürgerenergie (aber: Spannungsfelder zu anderen Zielen bzw. Mechanismen beachten) direkt: transparente und möglichst gut handhabbare Regelungen indirekt: Herausbildung entsprechender, vertrauenswürdiger Dienstleistungsangebote Sonderfall Kleinanlagen: De-minimis-Regelung für Anlagen bis 40/100 kw mit Beibehaltung der Festvergütung

16 Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Das Reformmodell im Überblick (1) Ein Schritt auf dem Weg vom Förderinstrument zu einem Segment eines ökonomisch nachhaltigen Marktdesigns Unter besonderer Berücksichtigung der Systemdienlichkeit als neue Anforderung zur Gewährleistung möglichst niedriger Systemkosten Klare Separierung von Finanzströmen, die der Koordination und der (verbleibenden) Investitionsrefinanzierung dienen, möglichst geringe Preisverzerrungen in den verschiedenen Marktsegmenten Volle Berücksichtigung des Börsenpreissignals als Koordinationsmechanismus für systemdienlichen Betrieb Feste Prämienzahlungen über 20 Jahre auf Basis der systemdienlichen Kapazität als Mechanismus zur Anreizung einer systemdienlichen Anlagenauslegung Perspektive für weniger technologiespezifische Kapazitätsprämien ist mittelfristig durchaus gegeben Vergabe der Prämienzahlungen über schrittweise eingeführte Ausschreibungen Risiko-Bandbreiten-Mechanismus als Flankierungsmechanismus

17 Einkommen aus Kapazitätsprämie Ggf. Erlös- Abschöpfung Erlösfeststellung Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Das Reformmodell im Überblick (2) Zuständige Stelle (Netzbetreiber) Fixe Kapazitätsprämie Meldung von Kapazität & stündlicher Einspeisung Ggf. Barausgleich Fixe technologiespezifische Kapazitätsprämie auf Basis einer systemdienlichen Bezugskapazität Ggf. Zahlungen für Sonderziele: Innovationsprämie (temporär) Erneuerbare-Energien- Anlagenbetreiber Barausgleich bei Flottenerlösen über dem Ausübungspreis Einkommen aus der Vermarktung (direkt/indirekt) Risiko-Bandbreiten- Mechanismus Vermarktungserlöse Strommengen- (Energy-only-) und Regelenergie-Märkte

18 Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit Dr. Felix Chr. Matthes Energy & Climate Division Büro Berlin Schicklerstraße 5-7 D Berlin twitter.com/felixmatthes