Vortrag auf den Windenergietagen NRW. Bad Driburg, den 29. November Prof. Dr. Uwe Leprich Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES)

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1 Strommarkt der Zukunft Realistische Kosten-/Nutzenbetrachtung Erneuerbarer Energien und Überblick zu verschiedenen Modellen eines künftigen Strommarktdesigns Vortrag auf den Windenergietagen NRW Bad Driburg, den 29. November 2012 Prof. Dr. Uwe Leprich Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES)

2 Das Institut für ZukunftsEnergieSysteme 2 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

3 Agenda 1. Strom: Kosten, Nutzen, Preise 2. Systemdesign statt Marktdesign 3. EEG 2.0 statt Quote 4. Wälzung statt unlimitierte Spotmarkt- Vermarktung 5. Regionale Kooperation statt europäische Integration 3 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

4 Stromkosten (1): Vollkosten einer Erzeugungsanlage F V F Fixkosten = Kapitalkosten V variable Kosten = Brennstoffkosten + Wartung/Personal + CO2-Kosten Parameter Zinssatz Inflationsrate Nutzungsdauer Benutzungsstunden Prognosen: Brennstoffkosten Lohnkosten CO2-Zertifikate 4 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

5 Quelle: Bode, arrhenius Institut 2010 Vollkosten im Vergleich 5 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

6 Stromkosten (2): Systemkosten Regelenergie, Reserve etc. Netze Umweltkosten Systemsicherheit Erzeugung nicht-internalisierte externe Kosten 6 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

7 Leitstudie 2011: Systemkostendifferenz Quelle: DLR/IWES/IFNE [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

8 Nutzen einer Veränderung des Stromsystems hin zur Regenerativwirtschaft Produktnutzen Umweltnutzen Makroökonomischer Nutzen Gesamtgesellschaftlicher Nutzen z.b. Power-to-heat bei regenerativem Überschussstrom z.b. keine radioaktive Hinterlassenschaft z.b. Stärkung der nationalen Wertschöpfung z.b. Erschließung von Kreativitätspotenzialen 8 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

9 Quantifizierte Kosten-/Nutzenkategorien Quelle: IMPRES [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

10 Zum Wert des EE-Stroms Börsenpreis, hier der Phelix Baseload Year Future 2013 EEG-Umlage Vollkosten fossiles Grundlast- Kraftwerk grundsätzlich heranzuziehen: Systemkostenvergleich 10 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

11 Agenda 1. Strom: Kosten, Nutzen, Preise 2. Systemdesign statt Marktdesign 3. EEG 2.0 statt Quote 4. Wälzung statt unlimitierte Spotmarkt- Vermarktung 5. Regionale Kooperation statt europäische Integration 11 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

12 Der Strommarkt Zusammenspiel von Stromangebot und -nachfrage P 1 P G P Überschussangebot A Beim Gleichgewichtspreis P G sind Angebotsund Nachfragemenge gleich groß. P 2 Überschussnachfrage X G N X 12 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

13 Der Strommarkt ist in seiner vulgär-ökonomischen Form ein idealisiertes Konstrukt ohne Bezug zur Realität wird in dieser Formulierung häufig als ideologischer Kampfbegriff gebraucht trivialisiert den äußerst komplexen Stromsektor reduziert die Diskussion auf den bestehenden Großhandelsmarkt und unterstellt ihm umfassende Lösungskompetenz 13 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

14 Das Stromsystem: Teilmärkte und Teilsysteme Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

15 Zu beachten: Interdependenzen zwischen den vier Segmenten Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

16 Agenda 1. Strom: Kosten, Nutzen, Preise 2. Systemdesign statt Marktdesign 3. EEG 2.0 statt Quote 4. Wälzung statt unlimitierte Spotmarkt- Vermarktung 5. Regionale Kooperation statt europäische Integration 16 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

17 FEE als Zentrum des neuen Systems Für die Refinanzierung der FEE werden investitionssichernde Mechanismen benötigt 17 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

18 Zur Finanzierung der FEE-Anlagen Quelle: EEX Quelle: Netzentwicklungsplan 2012 Quelle: Kopp u.a [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

19 Zur Finanzierung der FEE-Anlagen Daraus folgt: FEE-Anlagen sind mit hoher Wahrscheinlichkeit auf Dauer nicht über die Großhandelsmärkte refinanzierbar / vermarktbar 19 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

20 Zur Finanzierung der FEE-Anlagen Für die Refinanzierung der FEE werden investitionssichernde Mechanismen benötigt Das EEG war in der Vergangenheit sehr effektiv 20 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

21 Zwischenruf: Zur Beurteilung von Instrumenten Marktfundam entalist Marktrealist Gesamtrealist Öko- Realist Effizienz X X X X Akzeptanz Ökofundamentalist Effektivität Praktikabilität Verteilungsgerechtigkeit X X X X X X X X X 21 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

22 Lösungsansätze Für die Refinanzierung der FEE werden investitionssichernde Mechanismen benötigt Das EEG war in der Vergangenheit sehr effektiv Eine Quote als Alternative zum EEG? 22 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

23 Die Quote als EEG-Alternative? Technologieneutrale Gesamtquote oder Teilquoten? höhere Risikozuschläge bei der Finanzierung als beim EEG Zusatzaufschlag zur bestehenden EEG- Umlage als Strompreiselement Infrastrukturfrage und Systemdienstleistungsbeiträge bleiben außen vor Reifezeit eines neuen Instruments: 10 Jahre? 23 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

24 Ausschreibungen als effizienteres Instrument? Non-Fossil Fuel Obligations (NFFO) in England Quelle: BA für Energie, Schweiz [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

25 EEG 2.0 Der Hauptfokus sollte auf einer systemdienlichen Weiterentwicklung des EEG liegen Vergütungssignale für eine systemgerechtere Auslegung der Anlagen Vergütungssignale für eine optimierte Standortwahl schnellere Anpassung der Vergütungen Regelung des Marktzutritts von EE zu den Dispatch-Märkten etc. bessere Verknüpfung der EE zu den Vertriebsmärkten Forschungsbedarf! 25 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

26 Agenda 1. Strom: Kosten, Nutzen, Preise 2. Systemdesign statt Marktdesign 3. EEG 2.0 statt Quote 4. Wälzung statt unlimitierte Spotmarkt- Vermarktung 5. Regionale Kooperation statt europäische Integration 26 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

27 Zur Motivation Die Lieferanten/Händler sind noch keine Energiewende-Akteure ; insbesondere spielen sie im Hinblick auf die Erneuerbaren Energien keine angemessene Rolle Die ÜNB als Vermarkter von Erneuerbaren Energien können nur eine Übergangslösung sein Flexibilitätsoptionen für Fluktuierende Erneuerbare Energien (FEE) sollten von Marktakteuren systematisch gesucht und erschlossen werden Die Höhe der EEG-Umlage steht politisch immer stärker im Feuer; der Umlagenansatz muss modifiziert werden 27 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

28 28 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg] Ein erster Vorschlag: Profilwälzung Zentrales Einsammeln der FEE zur Ausnutzung des maximalen Pool-Effekts Viertelstündliche anteilige Wälzung des FEE-Profils an die Lieferanten als Bilanzkreisverantwortliche Bezahlung des FEE-Profils durch die Lieferanten; Preis = durchschnittliche Vergütung Lieferanten als Spürhunde für dezentrale Flexibilitätsoptionen zur Abdeckung ihrer Residuallast ( Residuallastmarkt ) Nebeneffekte: Aufwertung der Kurzfristmärkte Entdeckung von dezentralen Flexibilitätsoptionen Abschaffung der EEG-Umlage

29 Weitergehende Fragestellungen Abschätzung der Risiken einer sehr kurzfristigen Beschaffung und Auswirkungen auf die Strompreise Prüfung der europarechtlichen Zulässigkeit des Vorschlages Einführung eines Links zwischen der Nutzung/ Einspeisung der FEE-Anlagen und den Preissignalen des Großhandelsmarktes Finanzierung der Investitionen in flexible Ausgleichsoptionen (Backup-Kraftwerke, Speicher, DSM), in Verbindung mit einer wettbewerblichen Plattform 29 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

30 Der Residuallast-Markt Eigenverbrauch Direktvermarktung Nachfragelast Residuallast I Residuallast II nationales FEE- Einspeiseprofil Quelle: nach Agora [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

31 Anmerkungen zur FEE-Direktvermarktung Wichtigster Benchmark für die Strombeschaffung bleibt der Börsenpreis Der Endkundenpreis kann temporär als Benchmark dienen, solange keine Anpassungen bei den übrigen Preisbestandteilen erfolgen (Netzentgelte, Steuern etc.) In jedem Stromprodukt/Portfolio, das FEE enthält, benötigt man nahezu 100% Backup-Kapazität ohne Unterstützung ist Direktvermarktung von FEE- Anlagen auf Dauer nicht vorstellbar Unterstützung für Direktvermarktung muss sehr überzeugend begründet werden! 31 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

32 Agenda 1. Strom: Kosten, Nutzen, Preise 2. Systemdesign statt Marktdesign 3. EEG 2.0 statt Quote 4. Wälzung statt unlimitierte Spotmarkt- Vermarktung 5. Regionale Kooperation statt europäische Integration 32 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

33 Das künftige Stromsystem Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

34 Das künftige Stromsystem Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

35 Europa nicht vergessen! Die grenzüberschreitende Kooperation mit Nachbarstaaten kann eine kostengünstige Flexibilitätsoption sein Der integrierte europäische Strom-Binnenmarkt besteht in der Realität aus (freiwilligen) regionalen Teilmärkten bei nationaler Verantwortung für die Versorgungssicherheit Anzustreben wäre eine transparente grenzüberschreitende Kooperation der Übertragungsnetzbetreiber mit dem Ziel, in wind- und sonnenreichen Zeiten einen optimalen Nachfrage-/ Angebotsausgleich zu erreichen. 35 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

36 Ausblick Wind und PV werden das künftige Stromsystem prägen Markt-Rhetorik verstellt häufig den Blick auf die realen Gestaltungsherausforderungen Eine systemdienliche Weiterentwicklung des EEG muss energisch angegangen werden Die Vertriebe sollten mit den Erneuerbaren als Teil ihrer Beschaffungs-Portfolien umgehen müssen Die grenzüberschreitende Kooperation der ÜNB sollte systematisch zum großflächigeren Ausgleich der Erneuerbaren beitragen 36 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]

37 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) Altenkesselerstr. 17, Gebäude A Saarbrücken Tel Fax Homepage 37 [Leprich, 29. November 2012 Bad Driburg]