Kurzbericht. Marktprämienmodelle im Vergleich

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1 Lehrstuhl für Energiewirtschaft Prof. Dr. Christoph Weber Kurzbericht Marktprämienmodelle im Vergleich Studie im Auftrag des Biogasrat e.v. Erstellt von: Prof. Dr. Christoph Weber Lehrstuhl für Energiewirtschaft Universität Duisburg Essen Universitätsstr Essen Mai 2011

2 1 Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis... ii 1 Einleitung Verbesserte Integration der Erneuerbaren in den Strommarkt Anreize zur kurzfristig flexiblen Produktion Komplexität und Wahlmöglichkeiten Risikoreduktion für Anlagenbetreiber Anreize zur langfristig adäquaten Investition Wirkungen auf Preise und Zuschussbedarf Fazit... 5 Quellenverzeichnis... 5 ii

3 2 Einleitung In einer Studie gemeinsam mit dem Biogasrat hat der Lehrstuhl für Energiewirtschaft (EWL) der Universität Duisburg Essen unter der Leitung von Prof. Dr. Christoph Weber 1 ein Konzept für eine verbesserte Förderung von Biogas entwickelt, das im Kern eine Marktprämie umfasst ( Einfache Marktprämie ). Die Biogasproduzenten sollen demnach ihren Strom direkt oder über Zwischenhändler im Großhandel vermarkten (z. B. an der Strombörse EEX in Leipzig). Zusätzlich erhalten sie die feste Marktprämie, die nach Berechnungen von EWL in der Regel 15,3 ct/kwh betragen sollte. Das Fraunhofer Institut ISI hat demgegenüber seit 2009 ein Konzept für eine Marktprämie entwickelt 2, das flexible Erlöse am Spotmarkt kombiniert mit einer Marktprämie, die den Betreibern von Erneuerbaren Energien Anlagen das Niveau der bisherigen festen Einspeisevergütung langfristig sichern soll ( Erlösstabilisierende Marktprämie ). Dieses Konzept ist auch vom BDEW und anderen aufgegriffen worden 3. Beiden Konzepten gemeinsam sind folgende Aspekte: 1. Verbesserte Integration der Erneuerbaren in den Strommarkt 2. Anreize zur kurzfristig flexiblen Produktion Jedoch gibt es auch substantielle Unterschiede zwischen den Ansätzen hinsichtlich der folgenden Punkte: 3. Komplexität und Wahlmöglichkeiten 4. Risikoreduktion für Anlagenbetreiber 5. Anreize zur langfristig adäquaten Investition 6. Wirkungen auf Preise und Zuschussbedarf Diese Gemeinsamkeiten und Unterschiede sollen nachfolgend kurz erläutert werden. 3 Verbesserte Integration der Erneuerbaren in den Strommarkt Bislang wird der nach EEG geförderte Strom von den Anlagenbetreibern in das Stromnetz des zuständigen Netzbetreibers eingespeist und in der Regel erhält der Anlagenbetreiber seine feste Vergütung vom Netzbetreiber (Ausnahme: Direktvermarktung). Der Netzbetreiber hat selbst keine Abnehmer für den Strom, sondern vermarktet diesen an der Strombörse EEX im Day ahead und Intraday Markt. Insofern die Vermarktungserlöse unter den gesetzlich vorgegebenen Vergütungssätzen liegen, wird die Differenz über die EEG Umlage von den Endverbrauchern bezahlt. In beiden vorgeschlagenen Marktprämienmodellen entfällt die Übernahme von Vermarktungsaufgaben durch die Netzbetreiber. Diese ist weder system noch wettbewerbskonform, denn die Netzbetreiber sind in einer entflochtenen, arbeitsteiligen Stromwirtschaft zuständig für Systemsicherheit, Netzbetrieb und Netzausbau. Die von ihnen betriebene Netzinfrastruktur stellt ein natürliches Monopol dar und soll unter Überwachung durch die Bundes 1 Vgl. Bauermann, Eickholt, Weber (2011), Biogasrat, EWL (2011) 2 Vgl. Sensfuss, Ragwitz (2009), Sensfuss, Ragwitz (2011) 3 Vgl. BDEW (2010a), BDEW (2010b) 1

4 netzagentur von den Netzbetreibern diskriminierungsfrei zur Verfügung gestellt werden. Die Vermarktung von Strom erfolgt hingegen durch Erzeuger und Händler im Wettbewerb. Durch die Einführung eines Marktprämienmodells werden auch die Erneuerbaren Energien wie andere Erzeugungsformen in den Markt eingebunden. Wenn die Anlagenbetreiber nicht selbst den Strom vermarkten wollen, so werden sie auf jeden Fall andere Marktteilnehmer wie Stadtwerke oder Energiehändler finden, die für sie die Vermarktung übernehmen. Ein solcher Schritt erscheint überfällig, wenn im Jahr 2020 ein Drittel oder mehr des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien kommen soll. Ein weiterer Vorteil des Marktprämienmodells ist, dass den Erneuerbaren Energien Anlagen auch der Zugang zu weiteren Märkten wie dem Regelenergiemarkt ermöglicht wird. 4 Anreize zur kurzfristig flexiblen Produktion Durch die Vermarktung des Stroms im Großhandel ergeben sich für die Erneuerbaren Energien auch klare Anreize zur bedarfsgerechten Produktion. Ein erhöhter Bedarf äußert sich im Großhandel durch hohe Preise, während umgekehrt in Zeiten eines hohen Angebots bei gleichzeitig niedriger Nachfrage die Preise niedrig oder eventuell sogar negativ sind. Biogasanlagen und andere steuerbare EE Anlagen können daher bei beiden Varianten des Marktprämienmodells ihre Erlöse erhöhen, wenn sie gezielt zu Zeiten mit hohen Marktpreisen einspeisen. Dies ist ein Beitrag zur Wirtschaftlichkeit der Anlagen und gleichzeitig ein Beitrag zur bedarfsgerechten Versorgung der Allgemeinheit mit Strom. In dieser Hinsicht sind, wie auch vom BDEW (2010a, b) festgestellt, beide Marktprämienmodelle auch eindeutig einem Kombikraftwerksbonus oder einem Verstetigungsbonus überlegen, da letztere nicht den Marktpreis als validen Knappheitsindikator berücksichtigen. Die bedarfsorientierte Produktion kann realisiert werden durch Zwischenspeicherung der Inputenergie (z. B. bei Biogas), durch Reduktion der Produktion bei negativen Strompreisen und durch Verlagerung von Wartungsarbeiten in Zeiten mit niedrigen Strompreisen. 5 Komplexität und Wahlmöglichkeiten Die beiden Marktprämienmodelle unterscheiden sich in ihrer Ausgestaltung erheblich. Der Vorschlag von EWL und Biogasrat sieht eine feste Marktprämie vor, bei der für Biogasanlagen nur ein zusätzlicher Bonus bei erhöhter Wärmenutzung (mehr als 70%) gewährt wird und andererseits ein Abschlag bei großen Anlagen zur Vor Ort Verstromung (über 2 MW el ) (daher: Einfache Marktprämie ). Beim Vorschlag von ISI und BDEW umfasst die Marktprämie hingegen drei Komponenten (bzw. zwei in der letzten Fassung von Sensfuss, Ragwitz 2011), von denen zumindest eine monatlich nachträglich aus den tatsächlichen Spotpreisen berechnet werden muss. Diese sogenannte gleitende Marktprämie ist zudem wie die bisherigen EEG Vergütungssätze technologie und ggf. größenabhängig. Ziel ist es hierbei, den Anlagenbetreibern die bislang durch das EEG vorgegebenen Vergütungen auch bei Anwendung der Marktprämie zu garan 2

5 tieren (daher Erlösstabilisierende Marktprämie ). Bei flexibler, bedarfsgerechter Fahrweise ist dann sogar ein über die bisherige Vergütung hinausgehender Erlös möglich. Inwiefern eine Erlösstabilisierung für die Betreiber von Biogas und anderen Biomasseanlagen überhaupt zu einer Risikoreduktion führt, wird im nächsten Abschnitt diskutiert. Im Hinblick auf die Komplexität des Marktprämienmodells ist hier noch darauf hinzuweisen, dass sowohl Sensfuss, Ragwitz (2009) als auch BDEW (2010a,b) davon ausgehen, dass der Anlagenbetreiber eine Wahlmöglichkeit zwischen der erlösstabilisierenden Marktprämie und der festen EEG Vergütung hat. Im Gespräch ist inzwischen eine monatliche Wechselmöglichkeit analog zur bereits bestehenden Wahlmöglichkeit bei der Direktvermarktung. Dies verkompliziert allerdings die Abwicklung des Modells weiter. Außerdem erhöht es tendenziell die Kosten, denn der Umstieg in die Marktprämie wird nur erfolgen, wenn die erzielbaren Erlöse höher sind als bei der festen Vergütung. Demgegenüber sieht das einfache Marktprämienmodell zunächst einmal keine Wahlmöglichkeit für Neuanlagen vor. Für bestehende Anlagen ist ein Bestandsschutz vorgesehen mit der Option auf einmaligen Wechsel in das Marktprämienmodell, entsprechend dem Vorgehen bei der Einführung eines Marktprämienmodells in Spanien. 6 Risikoreduktion für Anlagenbetreiber Für Investoren ist neben der erwarteten Rendite auch das damit einhergehende Risiko entscheidungsrelevant. Dieses kommt vor allem dadurch zustande, dass die beim Betrieb erwirtschaftbaren Deckungsbeiträge schwanken und möglicherweise die Kapitalkosten nicht decken. Bei Biogasanlagen (und auch bei anderen Biomasse Kraftwerken) sind die Deckungsbeiträge nicht nur abhängig von den erzielbaren Erlösen für den erzeugten Strom sondern auch von den Kosten für die Einsatzstoffe. Rund 50 % der Gesamtkosten einer Biogasanlage entfallen auf die Substratkosten, d. h. die Kosten der eingesetzten nachwachsenden Rohstoffe wie Mais oder Triticale 4. Für das Investitionsrisiko ist daher vor allem entscheidend, inwiefern Kostenschwankungen bei den Einsatzstoffen durch entsprechende Erlösschwankungen ausgeglichen werden. Bei der erlösstabilisierenden Marktprämie von ISI ist das eindeutig nicht der Fall, da die Marktprämie gerade so angepasst wird, dass die Gesamtvergütung möglichst stabil bleibt. Bei der von EWL und Biogasrat vorgeschlagenen einfachen Marktprämie wird hingegen das Risiko der Investoren reduziert, da die Preise von Agrarrohstoffen und Energieträgern positiv korrelieren, d. h. hohe Preise für die Einsatzstoffe wie Mais gehen häufig einher mit hohen Preisen für Strom (vgl. Abbildung 1). Dies war etwa der Fall im Jahr 2008, umgekehrt hat die Wirtschaftskrise 2009 sowohl zu einem Preisverfall bei Agrarrohstoffen als auch bei Strom geführt. Daher ist die vorgeschlagene einfache Marktprämie für Biogas und Biomasseanlagen vorteilhaft, da sie zu einer Reduktion des Investitionsrisikos führt. 4 Vgl. Bauermann, Eickholt, Weber (2011). 3

6 Mais Rohöl Strom Abbildung 1: Entwicklung Preise für Rohöl, Mais und Strom Index 2005=100, Quellen: Rohöl, Mais (USA): IWF (2011), Strom DE: EEX (2011) 7 Anreize zur langfristig adäquaten Investition Bei der einfachen Marktprämie führen steigende Strompreise auf dem konventionellen Strommarkt auch zu verstärkten Anreiz für einen Zubau erneuerbarer Energieanlagen. Damit profitieren auch Erneuerbare Energien von einer zunehmenden Knappheit bei der Stromerzeugung oder steigenden CO 2 und Gaspreisen. Umgekehrt ist ein sinkender Marktpreis im Großhandel ein Anzeichen verringerter Knappheit und es ist ökonomisch vernünftig, in solchen Perioden den Ausbau neuer Anlagen zu drosseln. Das erlösstabilisierende Marktprämienmodell überträgt diese ökonomischen Signale nicht an die Investoren in erneuerbare Energien und setzt damit langfristig deutlich weniger adäquate Marktanreize. 8 Wirkungen auf Preise und Zuschussbedarf Dadurch dass der Zubau der Erneuerbaren Energien bei der erlösstabilisierenden Marktprämie ebenso wie bei der festen Einspeisevergütung unabhängig vom aktuellen Preisniveau erfolgt, hat die EEG Förderung bei diesen Vergütungsmodellen tendenziell einen preissenkenden Effekt auf dem konventionellen Großhandelsmarkt und dem CO 2 Markt, v. a. in Perioden in denen kein konventioneller Zubau erforderlich ist. Dieser temporär preissenkende Effekt verzerrt Knappheitssignale und erhöht den Zuschussbedarf für die Erneuerbaren im Rahmen der EEG Umlage. D. h. bei der erlösstabilisierenden Marktprämie (und bei der festen Einspeisevergütung) erscheint die Erneuerbaren Förderung teurer als sie tatsächlich ist, 4

7 denn insbesondere schlägt sich der emissionsminderende Effekt des Erneuerbaren Zubaus nur in sinkenden CO 2 Preisen (und damit niedrigeren Strompreisen) nieder. Bei der einfachen Marktprämie gilt dies nicht. Hier erfolgt auch der Zubau der Erneuerbaren in Abhängigkeit vom CO 2 Preis und es bildet sich ein Gleichgewicht, das dazu führt, dass mittelfristig die Marktprämie reduziert werden kann. Damit reduziert sich bei der einfachen Marktprämie auch die EEG Umlage im Vergleich zur erlösstabilisierenden Marktprämie und zur festen Einspeisevergütung substanziell. 9 Fazit Die Umsetzung eines Marktprämienmodells ist ein logischer Schritt hin zu einer verstärkten Marktintegration der erneuerbaren Energien. Diese ist bei zunehmendem Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung unabdingbar, sowohl um die Funktionsfähigkeit des Strommarktes zu gewährleisten als auch um eine adäquate Einbindung der Erneuerbaren zu erreichen. Sowohl die von Biogasrat und EWL vorgeschlagene einfache Marktprämie als auch das erlösstabilisierende Marktprämienmodell von ISI und BDEW leisten hier einen wichtigen Beitrag, indem sie die flexible Einspeisung von Erneuerbaren fördern. Speziell für Biogasanlagen (und andere Biomasseanlagen) führt die einfache Marktprämie jedoch zu einem geringeren Investitionsrisiko als die erlösstabilisierende Marktprämie. Denn das Investitionsrisiko bei diesen Anlagen wird durch die Differenz zwischen Erlösen und Kosten im Betrieb bestimmt, und diese Differenz ist bei strompreisabhängigen Erlösen stabiler, da die Substratkosten als wesentlicher Bestandteil der Betriebskosten positiv mit dem Strompreis korreliert sind. Für andere Anlagen (z. B. Wind und Solaranlagen) gilt dieses Argument zunächst nicht, jedoch kann hier durch eine kompensatorische Erhöhung der Marktprämie bei niedrigen Strompreisen das Investitionsrisiko reduziert werden. Gleichzeitig führt die einfache Marktprämie dazu, dass die Investitionstätigkeit bei Erneuerbaren und die Strom bzw. CO 2 Preise besser gekoppelt werden und damit die Markteffizienz steigt. Dies führt mittelfristig zu einem niedrigeren Zuschussbedarf im Rahmen der EEG Umlage. Daher erscheint die Einführung der einfachen Marktprämie für Biogas und ähnliche Anlagen ganz klar vorteilhaft. Aber auch insgesamt ist sie der schlüssige nächste Schritt hin zur Marktintegration erneuerbarer Energien. 10 Quellenverzeichnis Bauermann, K., Eickholt, V., Weber, C. (2011): Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Biomethan unter Berücksichtigung der Umwelt und Klimabilanz, Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit. Teilbericht Energiewirtschaftliche Analysen. BDEW (2010a): BDEW Umsetzungsvorschlag zur Marktintegration Erneuerbarer Energien, entwickelt auf der Grundlage des von FraunhoferISI vorgeschlagenen Fördersystems 5

8 mit gleitender Marktprämie für die Vermarktung von EEG Strom ( Marktprämienmodell ). Version 4.1 ( ) BDEW (2010b): Das Marktprämienmodell. Kurzbeschreibung. Berlin 3. November 2010 Biogasrat, EWL (2011): Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Biomethan unter Berücksichtigung der Umwelt und Klimabilanz, Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit. Teilbericht Handlungsempfehlungen EEX (2011): Strom Futurepreise Frontjahr. IWF (2011): IMF Primary Commodity Prices. /index.asp Sensfuss, F.; Ragwitz, M. (2009): Entwicklung eines Fördersystems für die Vermarktung von erneuerbarer Stromerzeugung; IEWT 2009; [online] eeg.tuwien.ac.at_pages/events/iewt/iewt2009/papers/2d_3_sensfuss_f_p.pdf (abgerufen am ). Sensfuss, F.; Ragwitz, M. (2011): Weiterentwickeltes Fördersystem für die Vermarktung von erneuerbarer Stromerzeugung; IEWT 2011; [online] tuwien.ac.at_pages/events/iewt/iewt2011/uploads/fullpaper_iewt2011/p_340_sens fuss_frank 4 Mar 2011,_13:26.pdf; (abgerufen am ). 6