Plädoyer für einen Kapazitätsmarkt. Das Strommarktdesign 2.0 Berlin,

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1 Plädoyer für einen Kapazitätsmarkt Das Strommarktdesign 2.0 Berlin, I 14

2 Einführung Der Strommarkt ist ein Geschöpf der Rechtsordnung. Die in der Rechtsordnung niedergelegten Regeln schaffen den Markt. Neudeutsch wird deshalb von Marktdesign gesprochen. Bei Funktionsdefiziten muss deshalb differenziert werden zwischen einem Versagen des Marktdesigns und einem Versagen des Marktes. Wir führen seit dem Jahr 2011 eine Debatte um die Frage, ob eine Weiterentwicklung des Strommarktdesigns erforderlich ist und wenn ja, wie diese gestaltet werden soll. Im Dezember 2012 hatte LBD in einem Vortrag (Kraftwerksforum) rund MW Kraftwerksstilllegungen aus wirtschaftlichen Gründen prognostiziert. Die Stilllegungsanträge bis September 2014 summieren sich auf MW. Ein Anstieg auf rund MW ist absehbar. Mit dem Abschluss der Arbeit des Kraftwerksforums im Sommer 2013 schien die»ob-frage«mit»ja«beantwortet zu sein. Offen blieb die»wie-frage«. Das BMWi hat zur Überraschung vieler die»ob-frage«erneut aufgeworfen und untersuchen lassen. Die Gutachter kommen zu dem Schluss, dass der Energy-only- Markt in der Lage sei, entsprechend der Verbraucherpräferenzen (d.h. entsprechend der Zahlungsbereitschaft) Versorgungssicherheit bereit zu stellen. Die Feststellung hat es in sich, weil ihr ein politisches Kriterium innewohnt: der Grad an Versorgungssicherheit wird durch die Zahlungsbereitschaft des Verbrauchers (Markt) bestimmt und ist anders als die Rahmensetzung des 1 EnWG, kein hoheitlich zu administrierendes öffentliches Gut. Aus der bisherigen Debatte lernen wir, dass vor der»ob-frage«und vor der»wie-frage«die»ziel-frage«stehen muss, nämlich was wollen wir mit einem neuen Marktdesign erreichen. Die Politik muss jetzt die Leitplanken setzen. Nur daran kann legitimerweise gemessen werden,»ob«und»wie«das Strommarktdesign weiter entwickelt werden muss. Ziel dieses Vortrages ist es die Fachdiskussion einer politischen Zieldiskussion zugänglicher zu machen I 14

3 Die Ziel-Frage Zur Diskussion stehen vier Lösungsvorschläge für die Weiterentwicklung des Strommarktdesigns: Energy-only-Markt 2.0, mit oder ohne eine strategische Reserve zentraler umfassender Kapazitätsmarkt dezentraler umfassender Kapazitätsmarkt zentraler fokussierter Kapazitätsmarkt. Diese Präsentation ist das Plädoyer für einen den EOM ergänzenden Kapazitätsmarkt und zwar der Abwägung zum Energy-only-Markt 2.0. Dabei wird es um die politisch zu entscheidende Eignungsfragen gehen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und wie soll diese definiert sein? zur Setzung ausreichender Investitionsanreize auch mit Blick auf die Systemsicherheit? zum Erreichen des Ziels ausreichend flexibler Kapazitäten als komplementär zur volatilen erneuerbaren Einspeisung? zur Etablierung einer kosteneffizienten Stromversorgung? hinsichtlich seiner Konformität zu unseren europäischen Nachbarn? I 14

4 Die Zukunftsaufgabe Unser Zukunftsaufgabe ist es das von Wind und Sonne abhängige Angebot an erneuerbaren Energien mit der nicht disponiblen Nachfrage der Menschen durch disponible Kapazitäten zu synchronisieren. Disponible Kapazitäten sind: steuerbare Lasten disponible Kraftwerke Speicher Kapazitäten sind also nicht allein konventionelle Kraftwerke, wie es vordergründig diskutiert wird. Im Wettbewerb eines Kapazitätsmarktes soll entschieden werden, welche Kapazität welchen Synchronisationsbeitrag leistet. Die unterschiedlichen Technologien haben unterschiedliche Fähigkeiten Leistung bereitzustellen und/oder Last zu reduzieren. Das Gesamtsystem (bei wesentlichem Anteil erneuerbarer Energien) erfordert alle drei Kapazitätsarten, weil sich die Kapazitätsarten nicht uneingeschränkt gegenseitig substituieren. Die Kapazitäten werden in einem Kapazitätsmarkt in einen technologieübergreifenden Innovationsund Effizienzwettbewerb gestellt. Die Herausforderung der Zukunft im Strommarkt ist die Synchronisation von Angebot und Nachfrage und somit die Gewährleistung der Versorgungssicherheit überall in Deutschland und zu jeder Zeit. Erneuerbare Energien (Dargebotsabhängige Einspeisung) Übertragungs- und Verteilnetze Intelligentes Netz Fähigkeiten im Energiesystem Indisponible Verbraucher Disponible Erzeuger steuerbare Lasten Synchronisation Angebot Angebot Bedarf Speicher I 14

5 Die Versorgungssicherheitsfrage Versorgungssicherheit ist dann erreicht, wenn die Nachfrage an Strom durch das momentane Kapazitätsangebot gedeckt werden kann. Kann die Nachfrage nicht gedeckt werden, schalten die Übertragungsnetzbetreiber Verbraucher ab. Im Kapazitätsmarkt stellt ein zentraler Administrator unter Aufsicht des Regulators den Kapazitätsbedarf fest und beschafft im Rahmen einer Auktion ausreichend Kapazitäten, um jederzeit die Nachfrage zu decken. Energy-only-Markt In Kapazitätsmärkten wird Versorgungssicherheit durch Beschaffung ausreichender Kapazitäten in einem Auktionsmechanismus gewährleistet. Die Betreiber der Kapazitäten setzen diese grenzkostenorientiert am Energy-only-Markt oder am Systemdienstleistungsmarkt ein. Demzufolge besteht in jedem Moment ein ausreichendes Angebot, um die Nachfrage zu decken. Dies ist die Voraussetzung dafür, um die bestehende Wettbewerbsintensität und das niedrige Preisniveau am Energy-only-Markt zu erhalten. Disponible Erzeuger Speicher Synchronisation steuerbare Lasten Systemdienstleistungen I 14

6 Versorgungssicherheit entsprechend Verbraucherpräferenz Versorgungssicherheit ist eine Grundvoraussetzung für den ökonomische Erfolg einer Industrienation. Die politische Abwägungsfrage bleibt: Soll der Markt, d.h. das Verhalten der Investoren (Marktaustritte, Markteintritte) und der Verbraucher (Zahlungsbereitschaft, Zahlungsfähigkeit) den Grad an Versorgungssicherheit als privates Gut bestimmen? Oder soll Versorgungssicherheit durch administrative Maßnahmen eines Kapazitätsmarktes auf dem bestehenden Niveau erhalten bleiben? Die Befürworter des EOM 2.0 stellen fest, dass der Energy-only-Markt in der Lage sei, entsprechend der Verbraucherpräferenzen (d.h. Zahlungsbereitschaft) Versorgungssicherheit bereit zu stellen. Die Feststellung hat es in sich, weil ihr ein Beurteilungskriterium innewohnt: der Grad an Versorgungssicherheit wird durch die Zahlungsbereitschaft des Verbrauchers (Markt) bestimmt und ist anders als die Rahmensetzung des 1 EnWG, kein hoheitlich zu administrierendes öffentliches Gut. Was heißt die Feststellung konkret? Vergütet der EOM die Leistungsbereitstellung der bestehenden Kraftwerke nicht im ausreichenden Maße, treten diese aus dem Markt. Treten so viele Intraday-Cap: Euro/MWh Day-ahead-Cap: Euro/MWh Knappheit Nachfrage Kraftwerke aus dem Markt aus, dass die Nachfrage nicht gedeckt werden kann, entsteht»knappheit«und dementsprechende»knappheitspreise«. Tritt»Knappheit«ausreichend häufig auf und dies verbunden mit entsprechenden Knappheitspreisen, führt dies zu einer höheren Leistungsvergütung (Erzeugermarge) für Bestandskraftwerke und setzt das Preissignal für Investoren mit neuen Kraftwerken in den Markt zu treten.»knappheit«ist ungedeckte Nachfrage, d.h. entweder schaltet der hohe Preis den Verbraucher ab, weil im die Zahlungsbereitschaft fehlt, sich Versorgungs-sicherheit Leisten zu können oder zu wollen oder es fehlt schlicht trotz Zahlungsbereitschaft die Angebotskapazität. Der Übertragungsnetzbetreiber schaltet Verbraucher ab (nicht nach deren Präferenzen sondern entsprechend einer Abschaltkaskade). Die Reservekraftwerksverordnung ist nach dem Verständnis der neoklassischen Ökonomen bereits ein Markteingriff. Sie zeigt, dass der Gesetzgeber nicht bereit ist»knappheit«in einem Maße hinzunehmen, die zu Verbraucherabschaltungen führen könnte. Die Reservekraftwerksverordnung hält Kraftwerke für die Netz- und Systemstabilität vor. Diese Kraftwerke stehen aber dem Markt nicht zur Verfügung. Dies hat zur Folge, dass wohl Verbraucherabschaltungen nicht zu befürchten sind, aber»knappheitspreise«entstehen werden. Angebot konventioneller Kraftwerke! Anmerkung: Ohne Berücksichtigung von Pumpspeicherwerken Quelle: BNetzA, Platts, EEX, 50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW, LBD-Analyse; Preisstand: I 14

7 Die Investorenperspektive Marktdesignversagen Es sind Bereits Marktaustritte über 13 GW angekündigt. Knappheit, also der Bedarf an weiteren Kapazitäten, ist absehbar. Trotzdem entstehen keine Anreize Kapazitäten im Markt zu halten bzw. neue Anlagen zu errichten. Investoren werden dann Kapazitäten bereitstellen, wenn sie stabile Einkommensströme für Bestandskapazitäten zur Deckung der operativen Kosten für den Neubau von Kapazitäten zur Deckung der Vollkosten über die Amortisationsdauer erwarten können. Die weit überwiegende Anzahl der Energieversorger hat objektiv nicht die finanziellen Mittel für neue Kraftwerksinvestitionen. Ihr Management und ihre Gremien haben gelernt, dass Marktpreisrisiken nur im begrenzten Umfang tragbar sind, jedenfalls nicht über die Laufzeit eines Kraftwerksprojektes. Überkapazitäten im Energy-only- Markt (EOM) sind kein vorübergehendes Phänomen, sondern sind systemimmanent und dauerhaft. Die Koexistenz von konventionellen Kapazitäten und EE-Kapazitäten verschärft dies. Das bestehende Strommarktdesign versagt, weil es Versorgungssicherheit nicht erhalten kann und muss deshalb um einen Kapazitätsmechanismus ergänzt werden. Nur so können die Einkommensströme entstehen, um Bestandskraftwerke im Markt zu halten und Neubaukraftwerke in den Markt zu bringen. Euro/kW(el) Entwicklung der Kraftwerksmargen im Zeitverlauf seit 2004 Fixkosten Steinkohlekraftwerk Neu Fixkosten GuD-Kraftwerk Clean-Spark-Spread GuD-Kraftwerk (58% Hi) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (39%) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (45%) Quelle: EEX, Reuters, LBD-Analysen; Stand: I 14

8 Die Investorenperspektive Das Fristigkeitsproblem Das Entstehen von Preissignalen und das Vertrauen der Investoren in die politische Toleranz und in das Marktdesign sind Voraussetzung für Investitionsbereitschaft. Das Fristenproblem besteht immanent, d.h. zwischen Preissignal und Inbetriebnahme neuer Kapazitäten entsteht eine Versorgungslücke. Neben der politischen Grundsatzfrage, ob aus einem öffentlichen Gut ein privates Gut werden soll, kann der EOM das Risiko von Versorgungslücken nicht überwinden. Die neoklassische Theorie des Energy-only-Marktes beantwortet vier Fragen nicht: Wie viel Zeit vergeht zwischen Preissignal und Inbetriebnahme einer Neubauinvestition? Wie wird für Investoren das erforderliche Vertrauen geschaffen, dass Knappheitspreise nicht durch politische Eingriffe beseitigt werden und damit die Amortisationsbasis verloren geht? Wie kann das Marktdesign überhaupt dauerhaft Knappheit und Knappheitspreise sicherstellen, weil Investitionen Knappheit beseitigen und damit Knappheitspreise kannibalisieren? Markt und Projektrealisation 1 Liquider Markt 2 3 Jahre Versorgungslücke Preissignal Vertrauensbildung Investoren 1 2 Jahre Projektentwicklung und Bauzeit 2 5 Jahre Inbetriebnahme Amortisationszeit Jahre Zeitablauf Wie ist sichergestellt, dass zwischen Preissignal und Inbetriebnahme keine Versorgungslücke entsteht? Die Theorie in der praktischen Anwendung: 1. Der Markt ist für einen Zeitraum von 2 bis 3 Jahren liquide. Preissignale wären demnach bestenfalls 2 Jahre vor dem Knappheitsereignis erkennbar. 2. Vor dem Hintergrund der kritischen Erfahrungen der Investoren in Bezug auf Marktprognosen, wird es erst eines Preissignals im Spotmarkt (Knappheit) bedürfen, bevor sich dies im Terminmarkt widerspiegelt. 3. Investoren werden abwarten, ob die Knappheitspreise von der Politik toleriert werden oder es zu Eingriffen kommt. Ist Vertrauen geschaffen (Wir greifen nicht in das Marktdesign ein Gesetz (WgnMeG)), entsteht Investitionsbereitschaft. Zudem muss der Investor an das Marktdesign»glauben«und das Risiko einer Kannibalisierung von Knappheit durch seine und Investitionen Dritter negieren. 4. Projektentwicklung und Bauzeit verlängern die Knappheitsperiode. 5. Die Inbetriebnahme, mit der Beseitigung von Knappheit folgt 3 bis 7 Jahre nach dem Preissignal. 6. Über die Amortisationszeit sollte Knappheitspreise erhalten bleiben. 7. Im Zeitraum zwischen Preissignal und Inbetriebnahme entsteht eine Versorgungslücke I 14

9 Veränderte Systemanforderungen Flexibler Kraftwerkspark zur Ergänzung der Erneuerbaren? Aus der veränderten Spitzenlaststruktur mit höheren Flexibilitätsanforderungen resultiert weiterer Investitionsbedarf. Deshalb wird ein Kapazitätsmarkt benötigt, welches diesen Systemumbau anreizen kann. Die Frage ob ein Energy-only-Markt den absehbar notwendigen Wandel des konventionellen Kraftwerksparks hin zu emissionsarmen und flexiblen Technologien unterstützt, ist eine weitere Kernfrage. Die Grafik zeigt die strukturelle Veränderung der 1) Nachfrage nach konventionellen Kapazitäten im Übertragungsnetz als 2) geordnete Jahresdauerlinie über Stunden im Jahr. 3) Im Jahr 2007 wurden lediglich MW Leistung in weniger als Stunden benötigt Vertikale Netzlast in MW MW 4 4) Im Jahr 2012 wurden bereits MW weniger als Stunden benötigt. 5) Bis zum Jahr 2022 wird erwartet, dass ca MW konventionelle Kraftwerke weniger als Stunden benötigt werden. Der bestehende Kraftwerkspark ist nicht geeignet diesen veränderten Anforderungen gerecht zu werden. Aus der veränderten Spitzenlaststruktur mit höheren Flexibilitätsanforderungen resultiert weiterer Investitionsbedarf. Deshalb wird ein Marktdesign benötigt, welches diesen Systemumbau anreizen kann MW MW (NEP 2012 Prognose) 2022 (EEG 2014 Prognose) 0 0! 1.000! 2.000! 3.000! 4.000! 5.000! 6.000! 7.000! 8.000! Jahresdauerlinie in Stunden Quelle: EEX Transparency I 14 2

10 Parametrisierungsrisiken im EOM und in Kapazitätsmärkten Kein Zufall dieser Welt wird Knappheit auf ein Maß beschränken, das sich mit den administrativen Risiken zu hoher Kapazitäten messen könnte. Vielmehr wird es entweder zu wenig Knappheit geben oder zu viel Knappheit. Ein weiteres Argument sind die Risiken für Ineffizienzen in Kapazitätsmärkten. Jedes Marktdesign beinhaltet diese Parametrisierungsrisiken. Auch»der Markt«kann sich irren. Ein EOM kann nicht Jahr für Jahr ein ideales Gleichgewicht erreichen und wird Boom-and-Bust-Zyklen durchlaufen. Dies äußert sich in unterschiedlicher Häufigkeit von Knappheitssituationen und somit von Preisspitzen bis hin zu Preisschocks. Beim Kapazitätsmarkt besteht hingegen das Risiko, dass sich eine zentrale Instanz bei der Menge der benötigten Kapazitäten irrt. Der zentrale Planer neigt zu Überkapazitäten mit der Folge zu hoher Im EOM durch Knappheitspreise Euro/MWh Knappheitspreis MW Spitzenlast 240 Mio. Euro Kosten pro Stunde 25 h Knappheit entsprechen 6 Mrd. Euro Kosten für die Vorhaltung von Kraftwerken. Die untenstehende Tabelle zeigt die Risiken eines Marktirrtums im EOM bzw. einer Fehlparametrisierung in Kapazitätsmärkten. Bei der Diskussion um die Zuverlässigkeit und Effizienz der Märkte ist zu berücksichtigen, dass es heute schon einen hohen Grad an Regulierung und Administration gibt. Gemessen an den politischen Erwartungen werden heute Unzulänglichkeiten der Marktergebnisse deutlich, denen durch administrative Eingriffe begegnet wird (z.b. Winterreserve). Im zentralen Kapazitätsmarkt durch Kapazitätsentgelte 75 Euro/kW Kapazitätsentgelt MW Spitzenlast entsprechen 6 Mrd. Euro 10 h mehr Knappheit kosten 2,4 Mrd. Euro MW zu viel vorgehaltene Kapazität kosten 750 Mio. Euro I 14

11 Versorgungssicherheit in Europa Solange keine europäische Kupferplatte besteht muss Versorgungssicherheit durch die Nationalstaaten gewährleistet sein. An sehr kalten Wintertagen besteht bereits heute ein Risiko für Knappheit. Der bestehenden Gefahr für die Versorgungssicherheit wird schon heute mit der Winterreserve und der notwendigen Genehmigung von Stilllegungen durch administrative Maßnahmen begegnet. Dies zeigt deutlich, dass die Politik nicht bereit ist die Versorgungssicherheit vollständig dem Markt zu überlassen. Risiken für die Versorgungssicherheit entstehen, wenn die benötigten Kapazitäten nicht vorgehalten oder zu spät errichtet werden. Dabei spielen auch begrenzte Übertragungskapazitäten innerhalb Deutschlands und zu den europäischen Nachbarländern eine erhebliche Rolle. Europa ist keine Kupferplatte. Deshalb müssen die Nationalstaaten für ihre eigene Versorgungssicherheit verantwortlich sein. Eine Abstimmung auf europäischer Ebene kann helfen ineffiziente Überkapazitäten reduzieren. Zentrale Herausforderung bei der Integration grenzüberschreitender Kapazitäten ist die physische und rechtliche Verfügbarkeit von Übertragungskapazitäten zwischen den Nationalstaaten. Wollte eine Neubaukapazität im Ausland an einem Kapazitätsmarkt in Deutschland teilnehmen, müsste über die Dauer der Verpflichtung zur Kapazitätsbereitstellung im gleichen Maße die Grenzkuppelstelle als Übertragungskapazität verfügbar sein. Der gegenseitige Verweis auf mögliche Importe ist eine Gefahr für die Versorgungssicherheit. Schon heute besteht an kalten Wintertagen in Kontinentaleuropa ein Knappheitsrisiko aufgrund notwendiger Exporte nach Frankreich oder Polen. BEL NED LUX FRA DEN 2 CZE POL SUI AUT I 14

12 Das Fazit des Plädoyers für einen Kapazitätsmarkt Zum Erhalt des bestehenden Niveaus an Versorgungssicherheit braucht Deutschland schnellstmöglich einen Kapazitätsmarkt. Nur so bleibt Versorgungssicherheit ein öffentliches Gut, das jedem zu jeder Zeit zur Verfügung steht werden die Kosten für den Verbraucher relativ gering, in jedem Fall begrenzt werden können wird die Wettbewerbsintensität und damit das niedrige Preisniveau am Energy-only-Markt erhalten bleiben können die Neubauprojekte initiiert werden, die flexibel die erneuerbaren Energien ergänzen und das Versorgungssystem stabilisieren könnten auch ökologische Ziele für die Bereitstellung disponibler Kapazitäten gesetzt werden. Versorgungssicherheit als Teil staatlicher Infrastruktur ist eine Voraussetzung für den Erfolg von Deutschland als Industrienation. Den Grad an Versorgungssicherheit dem Markt zu überlassen, verbunden mit der Bereitschaft Versorgungslücken in Kauf zu nehmen, ist ein grundlegender Paradigmenwechsel innerhalb der deutschen Energiepolitik. Diese baut auf den Grundsätzen»sichere, preiswürdige und verbraucherfreundliche Elektrizitätsversorgung«auf I 14

13 Ansprechpartner Ben Schlemmermeier Geschäftsführer Tel.: Mobil: Kaufmann Seit 1989 bei der LBD Seit 1991 geschäftsführender Gesellschafter der LBD Beratungsschwerpunkte: Weiterentwicklung des deutschen Strommarktes hin zu Kapazitätsmarktmechanismen und einer regenerativen Energiewelt Politikberatung, insbesondere in Bezug auf öffentliche Unternehmen und die Gestaltung des Energiemarktes Entwicklung von Visionen, Zielen, Positionierungen, Strategien und zukunftsfähigen Geschäftsmodellen für Unternehmen Mergers & Acquisitions, Corporate Finance, Project Finance, Corporate Restructuring Beratung zu komplexen Strukturen und Verträgen auf allen Wertschöpfungsstufen der Energiewirtschaft I 14

14 Kontaktdaten LBD-Beratungsgesellschaft mbh Mollstraße 32 (D)10249 Berlin Tel.: Fax: I 14

15 Das Strommarktdesign 2.0 LBD Beratungsgesellschaft Berlin I 14