BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign

Transkript

1

2 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 2

3 Kompassstudie Marktdesign Leitideen für ein Design eines Stromsystems mit hohem Anteil fluktuierender Erneuerbarer Energien Auftraggeber: Bundesverband Erneuerbare Energie e.v. & Greenpeace Energy eg Auftragnehmer: IZES ggmbh Institut für ZukunftsEnergieSysteme Eva Hauser Altenkesseler Str Saarbrücken Tel.: +49-(0) Fax: +49-(0) Autoren: Uwe Leprich, Eva Hauser, Katherina Grashof, Lars Grote, Martin Luxenburger, Matthias Sabatier, Alexander Zipp 3

4 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign Vorstellung der Projektpartner Institut für ZukunftsEnergieSysteme IZES ggmbh (IZES) Die IZES ggmbh (Institut für ZukunftsEnergieSysteme) wurde im Status eines An-Instituts der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) des Saarlandes im November 1999 auf Initiative des Landes Saarland, einzelner Energieunternehmen und Energiedienstleister sowie der Universität des Saarlandes und der HTW zunächst unter der Trägerschaft des Vereins ZES e.v. gegründet. Nach einer Verschmelzung mit der saarländischen Energieagentur (AZES) ist das IZES seit 2005 eine gemeinnützige GmbH. Die IZES ggmbh betreibt angewandte Forschung, Entwicklung und Politikberatung in den Feldern Energieeffizienz, Erneuerbare Energien (EE), Gebäude, Stoffströme und Energiemärkte. In diesen Bereichen initiiert IZES auch die wissenschaftliche Begleitung und Bearbeitung von Kooperationsprojekten mit regionalen, überregionalen und europäischen Partnern und Forschungseinrichtungen. Zu den zentralen Aktivitäten des IZES zählt die Entwicklung und Analyse von Systemen und Politiken zur Realisierung einer zukunftsfähigen Energieversorgung, basierend auf Erneuerbaren Energien, nachwachsenden Rohstoffen und Energieeffizienz. Hierbei sind die Ausarbeitung und Evaluierung politischer Rahmenbedingungen, Förderprogrammen und marktbasierter Mechanismen von besonderer Bedeutung. IZES entwickelt daher auch neue Geschäftsmodelle im Bereich der Energiewirtschaft und für Klimaschutz-Strategien. Die IZES ggmbh beschäftigt derzeit rund 40 WissenschaftlerInnen unterschiedlicher Disziplinen. Dazu gehören Maschinenbauingenieure, Bauingenieure, Agraringenieure, Wirtschaftsingenieure, Volkswirte, Sozial- und Geisteswissenschaftler, Psychologen, Informatiker, Juristen und Naturwissenschaftler, die interdisziplinär und projektbezogen zusammen arbeiten. Regelmäßig stehen zudem fortgeschrittene Studierende technischer, wirtschafts- und naturwissenschaftlicher Fachrichtungen für Studien- und Diplomarbeiten sowie im Rahmen praktischer Studienphasen zur Verfügung. Der Tätigkeitsbereich der IZES ggmbh erstreckt sich von der Umsetzungsbegleitung kleinerer regionaler Projekte im Saarland bis hin zu wissenschaftlichen Großvorhaben mit internationaler Ausrichtung. Zu den Kunden bzw. Fördermittelgebern des IZES zählen u.a. Unternehmen der Privatwirtschaft, öffentliche Einrichtungen, NGOs sowie nationale und europäische Förderinstitutionen. Das IZES ist außerdem gut mit anderen Forschungsinstituten im regionalen, nationalen und europäischen Umfeld vernetzt. Bundesverband Erneuerbare Energie e.v. (BEE) Als Dachverband der Erneuerbare-Energien-Branche bündelt der BEE die Interessen von 25 Verbänden und Organisationen mit Einzelmitgliedern, darunter mehr als Unternehmen. Ziel des BEE ist die vollständige Umstellung der Energieversorgung auf Erneuerbare Energien in den Bereichen Strom, Wärme und Kälte sowie Mobilität. Hierzu setzt sich der Verband insbesondere für die Verbesserung der gesetzlichen Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien ein. Greenpeace Energie eg (GPE) Greenpeace Energy ist die größte bundesweite, unabhängige Energie-Genossenschaft in Deutschland. Das Ziel ist die Energiewende: eine Energieversorgung nur aus umweltfreundlichen Quellen, ohne Kohle und Atom. Als Genossenschaft verbindet Greenpeace Energy politische Forderungen mit energiewirtschaftlichen Lösungen und versorgt schon mehr als Kunden, darunter rund Geschäftskunden, mit sauberem Strom und dem neuartigen Gasprodukt prowindgas. Über das Tochterunternehmen Planet energy baut die Genossenschaft saubere Kraftwerke und bietet Anlegern Gelegenheit zu ökologischem Invest. 4

5 Der BEE bündelt die Interessen von 25 Verbänden und Organisationen ISBN-13: CIP-Titelaufnahme der Deutschen Bibliothek: Uwe Leprich, Eva Hauser, Katherina Grashof, Lars Grote, Martin Luxenburger, Matthias Sabatier, Alexander Zipp (Autoren): Kompassstudie Marktdesign. Leitideen für ein Design eines Stromsystems mit hohem Anteil fluktuierender Erneuerbarer Energien Ein Projekt der BEE-Plattform Systemtransformation Ponte Press, Bochum, Dezember 2012 Ponte Press Verlags GmbH, Stockumer Str. 148, D Bochum www-ponte-press.de Kein Teil dieser Studie darf ohne schriftliche Genehmigung des Verlags als Mikrofilm oder in anderer Weise reproduziert werden. No part of this book may be reproduced in any form by photostat, microfilm, or any other means, without a written permission from the publisher. Umschlag: Martina Kloke, Die Deichgraphen, Hamburg Print: Druckerei POMP, Bottrop Gedruckt auf 100 % Recyclingpapier Printed in Germany 5

6 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign Inhaltsverzeichnis Vorstellung der Projektpartner... 2 Inhaltsverzeichnis... 4 Verzeichnis der Abbildungen und Tabellen... 5 Vorwort... 6 Vorstellung der BEE Plattform Systemtransformationund Einordnung des Themas... 7 Zusammenfassung der Studie Ziele der Systemtransformation und Rahmenbedingungen Strukturierung der Leitideen für ein künftiges Energiemarktdesign Die fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) als neue Systemsäulen Notwendiger Beibehalt des Einspeisevorrangs der FEE Refinanzierung des Ausbaus der FEE (und der REE) FEE-technologiespezifische Refinanzierungsmechanismen Flexibilitätsoptionen (FO) zur Flankierung der FEE Anpassung der bestehenden Dispatchmärkte an die Charakteristika der flankierenden Flexibilitätsoptionen Kapazitätsmechanismen zur Refinanzierung der Flexibilitätsoptionen Das KWK(K)G als selektiver Kapazitätsmechanismus Zur Rolle und Refinanzierung der Stromspeichertechnologien Zur Rolle und Refinanzierung des Demand Side Management Zur Rolle und Refinanzierung von brennstoffbasierten Erneuerbaren Energien Zur Rolle von Must-Run-Anlagen im künftigen System Kraftwerkstypspezifische technische Charakteristika Versorgungspflichten von KWK(K)-Anlagen Netztechnische Notwendigkeiten FEE und Systemintegration: der Weg zum operate-and-serve Zur Netzinfrastruktur des künftigen Energiemarktdesigns Zur Wechselwirkung von Flexibilitätsoptionen und Stromnetzen Übertragungs- und Verteilnetze: Perspektiven und Handlungsbedarf Einspeisenetze als Element eines künftigen FEE-zentrierten Stromsystems? Gemeinsame Optimierung von Strom-, Gas- und Wärmenetzen Weiterentwicklung der Regulierung Roadmap für die Systemtransformation Literaturverzeichnis

7 Verzeichnis der Abbildungen und Tabellen Abbildung 1: Übersicht der Module und Querschnittsfragen... 7 Abbildung 2: Technische Flexibilisierungsoptionen für einen FEE-zentrierten Strommarkt Abbildung 3: FEE-Marktwerte seit August 2010, jeweils im Vergleich zum Börsendurchschnittspreis Abbildung 4: Benötigte Finanzierungssegmente für ein FEE-zentriertes Stromsystem Abbildung 5: Märkte im Stromsektor Abbildung 6: Orientierungsnotwendigkeit für künftige Einsatzfunktionen der Biomasse Abbildung 7: Benötigte Netzinfrastruktur in einem FEE-zentrierten Strommarkt Abbildung 8: Hybridnetze, Verknüpfung von Strom, Gas, Wärme und Mobilität Tabelle 1: Idealtypische Formen der Refinanzierung von Kraftwerken

8 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign Vorwort Das heutige Design der Strommärkte ist nicht zukunftsfähig diese Erkenntnis ist in der Energiebranche beinahe schon Allgemeingut. Längst ist eine breit geführte Debatte entbrannt, wie die Strommärkte neu zu konzipieren sind, um sie fit zu machen für die kommenden Herausforderungen. Die bislang vorgelegten Vorschläge greifen aus Sicht des Bundesverbandes Erneuerbare Energien (BEE) und von Greenpeace Energy jedoch entschieden zu kurz. Sie adressieren vor allem das Missing-Money-Problem konventioneller Kraftwerke, also die Herausforderung, dass diese Kraftwerke immer häufiger ihre Vollkosten nicht verdienen und Neubauten unrentabel werden. Die Erneuerbaren Energien bleiben aus den Überlegungen zur Neugestaltung des Marktdesigns bislang weitgehend ausgeblendet. Tatsächlich benachteiligt das heutige System die Erneuerbaren Energien, insbesondere Wind- und Photovoltaik-Anlagen, bei Vermarktung und Preisfindung; ein Umstand, der sich unter anderem in der steigenden EEG-Umlage zum Ausgleich dieser systemischen Benachteiligung widerspiegelt. Die Definition zuverlässiger, angepasster Refinanzierunginstrumente für Bau und Betrieb sauberer Kraftwerke gehört nach der Überzeugung von Greenpeace Energy und BEE ebenso zu den Kernaufgaben bei der Entwicklung eines neuen Marktdesigns wie Lösungen für das Missing-Money-Problem. Schon in wenigen Jahren werden die Erneuerbare Energien zu den tragenden Säulen unserer Stromversorgung werden. Deshalb muss ein neues Marktdesign nach unserer festen Überzeugung von den Erneuerbaren her gedacht werden und deren Besonderheiten Rechnung tragen. Die Refinanzierung konventioneller Kraftwerke zum Ausgangspunkt der Überlegungen für ein neues Marktdesign zu nehmen, hieße hingegen, das Pferd vom Schwanz her aufzuzäumen. Wir freuen uns, dass wir mit dem Institut für Zukunfts-Energie-Systeme (IZES) einen Partner gefunden haben, der unsere Überlegungen zum Thema nicht nur aufgegriffen, sondern entscheidend vertieft, wissenschaftlich fundiert und in einen ganzheitlichen Lösungszusammenhang gestellt hat. Die nun vorliegende Kompassstudie Marktdesign bietet somit eine hervorragende Orientierung für alle, die wissen möchten, in welche Richtung wir unser Stromsystem entwickeln sollten, damit wir auf Basis hoher Anteile an fluktuierenden erneuerbaren Energien eine sichere, preiswerte und saubere Energieversorgung aufbauen können. Unser Dank gilt außerdem den Mitgliedsverbänden des BEE und allen beteiligten Unternehmen für ihre Unterstützung bei dieser Studie im Rahmen der BEE Plattform Systemtransformation. Dietmar Schütz Präsident des BEE Marcel Keiffenheim Leiter Energiepolitik Greenpeace Energy eg 8

9 Vorstellung der BEE Plattform Systemtransformation und Einordnung des Themas Die anstehende Energiewende bedeutet den Umstieg auf eine Energieversorgung, die zu annähernd 100 Prozent auf Erneuerbaren Energien basiert. Dafür muss das gesamte Versorgungs- und Vermarktungssystem umgebaut werden. So bietet das bestehende Stromsystem trotz des gesetzlich verankerten Einspeisevorrangs für Erneuerbare Energien nicht die notwendigen Rahmenbedingungen, um einen großen Anteil erneuerbarer Erzeugung zu integrieren bzw. den Übergang zu einem geeigneten Marktdesign zu ermöglichen. Die anstehende Transformation des Energieversorgungssystems wirft allerdings viele Fragen auf politische, ökonomische und technische. Mit der BEE Plattform Systemtransformation möchte der Bundesverband Erneuerbare Energie Praxis und Wissenschaft zusammenführen, um grundsätzliche Fragen zu klären, wie ein künftig durch Erneuerbare Energien geprägtes Energiesystem ausgestaltet sein muss. Damit möchte der Dachverband der Erneuerbaren-Branche seinen Beitrag zur Debatte über die Energieversorgung der Zukunft leisten. Ziel der Plattform ist es, einen ganzheitlichen und abgestimmten Studienkanon inklusive einer Prognose für den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien für die nächsten Jahre zu erarbeiten. Die Studien sollen einen Überblick der notwendigen Rahmenbedingungen aufzeigen und geeignete Instrumente für den Umbau unserer Energieversorgung vorschlagen. Hierfür wurden die Fragen in Module und Untermodule gegliedert und wichtige Querschnittsfragen formuliert (siehe Abbildung 1). Die EE-Prognose 2030 definiert als Leitmodul das künftige Gesamtbild. Darin wird der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien aus Perspektive der Branche inklusive aller Sparten abgebildet. Legende: grün: Querschittsfragen, blau: modulare Fragenkomplexe, grau: Testmodule bzw. Denkanstöße Abbildung 1: Übersicht der Module und Querschnittsfragen 9

10 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign Des Weiteren wurden vier Hauptmodule identifiziert, die verschiedene Lösungswege zur Zielerreichung aufzeigen und wissenschaftlich untersuchen sollen: Ausgleichsmöglichkeiten Netzinfrastruktur Interdependenzen zwischen Wärme- und Strombereich Interdependenzen zwischen Mobilität und Strombereich Module Ausgleichsmöglichkeiten und Netzinfrastruktur sollen diese ersten Überlegungen mit Details unterfüttert und später zusammen mit entsprechenden Folgeuntersuchungen im Modul Marktdesign zusammengeführt werden. Diese vier Module werden in das rahmensetzende Modul Marktdesign eingebettet. Zu dieser Studie: Die Projektpartner der BEE Plattform Systemtransformation beabsichtigen, mit der hier beauftragten Studie einen Impuls mit Anregungen für ein künftiges Energiemarktdesign zu geben. Der Fokus liegt dabei auf einem stetig steigenden Anteil hin zu 100 % Erneuerbare Energien mit sehr niedrigen Grenzkosten und entsprechenden Ausgleichsmöglichkeiten. Nach den zugrundeliegenden Überlegungen werden künftig drei unterschiedliche Arten von Kraftwerken differenziert zu berücksichtigen sein, die im momentan bestehenden Marktdesign noch gleich behandelt werden: fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien, regelbare Erneuerbare Energien sowie fossile Kraftwerke, die für eine Übergangszeit systemnotwendig bleiben werden. Dabei wird der weit überwiegende Anteil unseres Strombedarfs über fluktuierende Erneuerbare Energien gedeckt werden. Die Studie soll im Sinne einer Kompassstudie erste Ideen aufzeigen, wie diese drei Arten von Kraftwerken in ein funktionierendes Marktdesign integriert werden können. In den folgenden Forschungsvorhaben der 10

11 Zusammenfassung der Studie Der angestrebte Umbau der Energieversorgung hat den Charakter eines Paradigmenwechsels, da er die Rationalität des Stromsystems vollständig verändern wird. Die wesentlichen Herausforderungen sind die folgenden: 1. Die fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) Wind und Photovoltaik sowie teilweise Laufwasser werden zu den prägenden Systemsäulen. Sie sind auch in einer geographisch nicht besonders privilegierten Lage wie Deutschland geeignet, wesentliche Beiträge zur Stromversorgung zu leisten. Dabei sind sie als nicht brennstoffbasierte Stromerzeugungstechnologien sehr emissionsarm, weisen kaum laufende oder externe Kosten auf und genießen eine hohe gesellschaftliche Akzeptanz. Die FEE erzeugen Strom annähernd grenzkostenfrei und mit zumeist hohen Fixkosten (Investitions- und Kapitalkosten). Daher benötigen sie während der gesamten Transformationsphase des Stromsystems geeignete, hinreichende und verlässliche Refinanzierungsmechanismen. Das Prinzip des EEG, d.h. eine degressiv ausgestaltete Vergütung der eingespeisten Arbeit über einen vorab definierten Zeitraum zur Deckung der Fixkosten von EE-Anlagen, bietet nach den bisherigen Erfahrungen die einzig verlässliche Refinanzierungsmöglichkeit und damit die erforderliche Investitionssicherheit. Um den gewünschten Zubau an FEE zu erzielen, sollte dieses Grundprinzip bei einer Weiterentwicklung des EEG beibehalten werden. 2. Die FEE benötigen im neuen Stromsystem vielfältige Flexibilitätsoptionen zur Überbrückung kurz-, mittel- und langfristiger Angebotslücken und -überschüsse. Die Flexibilitätsoptionen haben dementsprechend eine dienende Funktion und müssen sich den Anforderungen der FEE anpassen. Zu diesen Flexibilitätsoptionen zählen erdgasbetriebene Gas-und-Dampf- sowie Gasturbinenkraftwerke und andere fossile Bestandsanlagen (ggf. nach Retrofit), Kraft- Wärme-Kopplungs-Anlagen, verbrauchsseitige Maßnahmen (Demand-Side-Management), Biomasse-Anlagen sowie mittelfristig Speicher und die im Ausland erzeugte regenerative Energie im Rahmen des europäischen Verbundes. Um dem Einsatz der Flexibilitätsoptionen gerecht werden zu können, sollten bereits kurzfristig die Dispatchmärkte an die Gegebenheiten des zukünftigen Stromsektors (wie z.b. durch verkürzte Fristigkeiten der Märkte) angepasst werden. Perspektivisch erscheint ein Mechanismus für die Vergütung von Kapazitätsvorhaltung für Flexibilitätsoptionen als notwendig. Die Konzipierung solcher Kapazitätsmechanismen sollte aufgrund der Wechselwirkungen mit dem Energy-Only-Markt und den Risiken hoher Windfall- Profits sehr sorgfältig erfolgen. Das KWKG kann als selektiver Kapazitätsmechanismus zum Aufbau neuer hocheffizienter und ökologischer Kraftwerkskapazitäten begriffen werden. Die Mechanismen des KWKG sollten auch zum Aufbau neuer Flexibilitätsoptionen und deren entsprechend flexiblem Einsatz genutzt werden, unter Beibehalt einer möglichst verlässlichen Förderung der Investitionen. Der Einsatz von Speichern als Flexibilitätsoption ist gegenwärtig vor allem dort zu nutzen, wo bevorzugt mittels einer bereits bestehenden Infrastruktur Strommengen aus EE-Anlagen eingespeichert werden können, die andernfalls von Einspeisemanagement-Maßnahmen betroffen wären. Erst wenn das Dargebot Erneuerbarer Energien den Verbrauch im Gesamtnetz übersteigt, sollte es notwendig sein, diese überschüssige Energie in großem Umfang zu speichern und zu einem späteren Zeitpunkt zu verwerten. 11

12 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign Der netzdienliche Einsatz von Speichern (um z.b. in Verteilnetzen die Aufnahmekapazitäten zu erhöhen und Spannung sowie Frequenz zu stabilisieren) kann heute schon angemessen und im Effizienzvergleich zu alternativen Technologien durchaus überlegen sein. Dennoch sollte der Speichereinsatz nicht zu einer Vernachlässigung des Netzausbaus führen. Um für künftige Aufgaben als umweltfreundliche und kostengünstige Alternative zur Errichtung zusätzlicher brennstoffbasierter Kraftwerke zur Verfügung zu stehen, sollten alle Speichertechnologien und ihre Vermarktungsmöglichkeiten mit Nachdruck erforscht und erprobt werden. Biomasse kann vielfältige Flankierungsfunktionen übernehmen. Abhängig hiervon sollten auch für die Biomasse hinreichende und verlässliche Refinanzierungsmechanismen und stabile Rahmenbedingungen entwickelt werden. Weiterhin werden verschiedene (Typen von) Erzeugungsanlagen, so genannte Must-Run- Funktionen, zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität, z.b. zur Spannungshaltung benötigt, die sukzessive von den (F)EE übernommen werden sollten. 3. Die Arbeit an der Ausgestaltung des zukünftigen Stromsystems umfasst damit ein breites Bündel von Maßnahmen in Bezug auf die Vergütungsmechanismen für die einzelnen Technologien, die Gestaltung der Märkte und der Marktregeln, aber auch die weiteren Verknüpfungen mit der Netzinfrastruktur oder den Energieformen Wärme und Mobilität. Diese vielfältigen Maßnahmen sollten stets im Kontext betrachtet werden. Es gilt das künftige Energiesystem auf die Anforderungen der FEE einzustellen. Und dies wird deutlich kosteneffizienter, als die FEE in den bestehenden Markt zu drücken. 12

13 1. Ziele der Systemtransformation und Rahmenbedingungen 1 Die deutsche Elektrizitätswirtschaft steht erneut vor gewaltigen Veränderungen und Herausforderungen. Nachdem die Umsetzung der Liberalisierung in den letzten 15 Jahren in einem großen Kraftakt bereits zu neuen Strukturen, Akteuren und Institutionen geführt hat, gilt es nun, den Umbau des Stromsystems dahingehend zu organisieren, dass die Erneuerbaren Energien künftig die Hauptrolle spielen werden. Mit dem Energiekonzept von 2010 definiert die Bundesregierung die Erneuerbaren Energien als eine tragende Säule [Bundesregierung 2010: 7] der zukünftigen Energieversorgung. Vor dem Hintergrund der Anforderung einer sicheren, kostengünstigen und klima- und umweltschonenden Energieversorgung werden die größten Herausforderungen u.a. im Ausbau der regenerativen Energien gesehen. Konkrete Ziele hierfür werden im Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) gesetzt: Demnach sieht das EEG 2012 vor, dass der Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung mindestens auf 35 % bis 2020, 50 % bis 2030, 65 % bis 2040 und 80 % bis 2050 erhöht werden soll [EEG 2012: 1 Abs. 2]. Mit seinem Verfahrensvorschlag zur Neuregelung des EEG vom hat Bundesumweltminister Peter Altmaier [Altmaier 2012: 3] angekündigt, dieses Ziel auf 40 % anheben zu wollen. Nach den Berechnungen des BEE könnten jedoch im Jahr 2020 bereits 47 bis 50 % erzielt werden. Die genannten, im Energiekonzept der Bundesregierung angestrebten Ziele der Versorgungssicherheit gelten als zentrale Voraussetzung, damit Deutschland als wettbewerbsfähiger Industriestandort bestehen kann [Bundesregierung 2010: 3]. Dieser Umbau hat durchaus den Charakter eines Paradigmenwechsels, da er die Rationalität des Stromsystems vollständig verändern wird. Folgende Leitplanken flankieren diese Systemtransformation: Weg von großen inflexiblen Kraftwerken auf der Basis fossiler und nuklearer Brennstoffe mit einer hohen Zahl von Benutzungsstunden hin zu dezentralen Anlagen zur Nutzung insbesondere fluktuierender Erneuerbarer Energieträger wie Wind und Sonne. Damit verbunden die Ergänzung des Systems um vielfältige Flexibilitätsoptionen, die für einen Ausgleich der Fluktuationen in kurzen, mittleren und langen Zeiträumen sorgen können. Weiterentwicklung der Stromnetze von uni- zu bidirektionalen Netzen und Verknüpfung mit zusätzlichen Steuerungsleistungen für Anlagen und Verbraucher ( intelligente Netze ). Diese Systemtransformation sollte unseres Erachtens nach im Sinne einer leistungsautarken Energiewende [Sterner 2012: 2] umgesetzt werden, d. h. die in Deutschland installierten Erzeugungskapazitäten sollten zur Deckung der nationalen Höchstlast ausreichen, müssen diese jedoch nicht zu jeder Zeit erbringen, wobei die Import-/Exportbilanz auf längere Sicht ausgeglichen sein sollte. Dieser Leitgedanke bedeutet eine Fokussierung auf den Ausbau der inländisch verfügbaren erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien zur Erfüllung der Klimaschutzziele. Damit wird die Forderung nach einer europäischen Harmonisierung konkretisiert: Diese sollte nicht die Möglichkeit zum eigenständigen Aufbau einer umweltschonenden energetischen Infrastruktur der einzelnen EU-Staaten einschränken, sondern eher flankierend ergänzen (und erleichtern!), wenn es um den Aufbau gesamteuropäischer Infrastrukturen geht oder um die Anpassung von (Binnenmarkt-)Regeln oder der Netz-/ Infrastrukturregulierung. Die europäische Integration der nationalen Märkte soll dementsprechend weiterhin durch einen Prozess stattfinden, in dem marktbasiert und dargebotsabhängig Stromaustausche stattfinden sollen. Dies umfasst sowohl den Stromaustausch über Grenzkuppelstellen und deren Ausbau als auch weiterführend die Erzeugung in solarthermischen Kraftwerken im Süden 13

14 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 1 Europas sowie Speicherkapazitäten in Norwegen und den an Deutschland angrenzenden Alpenländern. Die vorliegende Kurzstudie konzentriert sich auf den kurz- bis mittelfristigen Handlungsbedarf. Der Zeithorizont der hier diskutierten Maßnahmen erstreckt sich vor dem Hintergrund der im EEG festgelegten Ausbauziele daher bis 2030 (50 % EE). 14

15 2. Strukturierung der Leitideen für ein künftiges Energiemarktdesign Aktuell zeichnen sich die Konturen des neuen Stromsystems in Deutschland immer klarer ab: Wind und Photovoltaik werden zu den prägenden Systemsäulen, flankiert von vielfältigen Flexibilitätsoptionen zur Überbrückung kurz-, mittel- und langfristiger Angebotslücken. 2 Im zukünftigen Stromsektor lassen sich erzeugungsseitig drei Hauptbestandteile unterscheiden (Abbildung 2): Fluktuierende Erneuerbare Energien Anlagen der Nutzung fluktuierender Erneuerbarer Energien (FEE), Flexibilitätsoptionen zur Flankierung der FEE, sowie Must-Run-Anlagen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Diese stellen per se keinen eigenen Typ von Erzeugungsanlagen dar. Vielmehr übernehmen verschiedene (Typen von) Erzeugungsanlagen aufgrund ihrer spezifischen Charakteristika verschiedene Must-Run-Funktionen. 1 Für jede Kategorie werden anschließend die wesentlichen Fragestellungen bzgl. des zukünftigen Handlungs- und Forschungsbedarfs und insbesondere die Refinanzierungsmöglichkeiten diskutiert und die weiteren Perspektiven dargestellt. In diesem künftigen System lassen sich im Hinblick auf das künftige Marktdesign grob vier Teilsegmente unterscheiden, die bei der Finanzierung der notwendigen Systemoptionen zusammenwirken müssen (siehe hierzu Abbildung 4): 1. Ein verlässlicher Refinanzierungsmechanismus für fluktuierende Erneuerbare Energien (FEE) mit Grenzkosten nahe Null, insbesondere für Abbildung 2: Technische Flexibilisierungsoptionen für einen FEE-zentrierten Strommarkt On shore-windanlagen und PV, aber auch für große Teile der Laufwasserkraft 2. Dispatch-Märkte für den optimalen Einsatz bereits bestehender Anlagen; hier sind insbesondere die Großhandelsmärkte mit Spot- und Terminmärkten und die Regelenergiemärkte zu unterscheiden 3. Kapazitätsmechanismen für neue Flexibilitätsoptionen, darunter auch für steuerbare Erneuerbare Energien wie Biomasse/Biogas 4. Must-Run-Funktionen insbesondere aus netztechnischer Sicht, die von den verschiedenen Stromerzeugungsanlagen übernommen werden müssen und die Systemstabilität garantie- 1 Diese werden in Kapitel 5 eigens behandelt. 15

16 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 2 ren; hierbei kann die Finanzierung über Netzentgelte eine Rolle spielen. Keines dieser vier Teilsegmente eines künftigen Strommarkt-Designs scheint aus heutiger Sicht entbehrlich; die vielfältigen Interdependenzen zwischen den Segmenten sind allerdings sehr sorgfältig zu analysieren, um robuste Aussagen über ihre konkrete Ausgestaltung machen zu können. 16

17 3. Die fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) als neue Systemsäulen Während es in allen Teilen der Welt bereits Stromsysteme gibt, die von Erneuerbaren Energien geprägt werden, unterscheidet sich das aufzubauende System in Deutschland fundamental von den bestehenden hydro- oder biomassegeprägten Systemen: Es wird ein System aufgebaut, das die fluktuierenden Erneuerbaren Energien Wind und Photovoltaik in das Zentrum rückt. Dafür gibt es eine Reihe von guten Gründen: Wind- und Photovoltaikanlagen sind selbst in einer geographisch nicht besonders privilegierten Lage wie Deutschland geeignet, erhebliche Beiträge zur Stromversorgung zu erbringen. Wind- und Photovoltaikanlagen haben in der Vergangenheit die vergleichsweise größten Kostendegressionen erfahren und es besteht die begründete Aussicht, dass sich diese Degression noch einige Zeit fortsetzt und diese beiden Technologien zu den kostengünstigsten unter den Erneuerbaren Energien werden. Durch den dezentralen Charakter von Windund Photovoltaikanlagen sind sehr viele Akteure in der Lage, diese Anlagen zu errichten und zu betreiben; Akteursvielfalt durch einen breiten energiewirtschaftlichen Mittelstand ist unter Marktmachtgesichtspunkten sehr positiv zu bewerten. Die Akzeptanz von Wind- und Photovoltaikanlagen ist im Vergleich zu vielen anderen, insbesondere zentraleren Erzeugungstechnologien sehr hoch; sie lässt sich durch direkte Beteiligungen der Bürger an diesen Anlagen noch weiter steigern. Die Entscheidung, in Deutschland auf eine umfassende Nutzung von Wind und PV zu setzen, scheint mittlerweile gefallen zu sein. Offen ist damit nicht das ob, sondern das wie bzw. auch das wie schnell. Es lässt sich absehen, dass zur Erreichung der Ziele des Energiekonzepts und für die Orientierung der Marktteilnehmer für beide FEE quantitative Ziele (wissenschaftlich und gesellschaftlich-politisch) zu setzen sind, die zu vertretbaren Kosten eine möglichst optimale Ausnutzung dieser grenzkostenfreien und klimaverträglichen Energiequellen gewährleisten. 3.1 Notwendiger Beibehalt des Einspeisevorrangs der FEE 1998 war der durch viele abgeschriebene Kraftwerke und hohe Überkapazitäten geprägte deutsche Strommarkt liberalisiert worden. Neuinvestitionen müssen sich seither vollständig durch den Stromverkauf im Wettbewerb, v.a. an der Strombörse, refinanzieren. Für diejenigen Kraftwerke, die vor Beginn der Liberalisierung risikolos gebaut und bis zur Einführung des Großhandelsmarktes von den gefangenen Endkunden vollständig oder größtenteils bezahlt wurden, bedeutete die Liberalisierung hingegen, dass sie hierdurch sog. Stranded Benefits erzielen konnten [DLR et al. 2011: 24]. Der konkrete Einsatz der Kraftwerke im Stundenund Tagesverlauf (Dispatch) ergibt sich durch die Merit-Order sowie den am Spotmarkt erzielbaren Strompreis. Ob eine reine Refinanzierung von Neuinvestitionen an einem Grenzkostenmarkt (bzw. einem reinen Energy-Only-Markt, d.h. einem Markt, in dem ausschließlich gelieferte Arbeit gehandelt und vergütet wird), möglich ist, wird unter dem Stichwort Missing- Money-Problem bereits seit einigen Jahren diskutiert [Cramton and Stoft 2006, Joskow 2006]. Das Hauptproblem wird hier darin gesehen, dass in liberalisierten Märkten keine ausreichend hohe Anzahl von Stunden mit hohen Spotmarktpreisen besteht, um neue (insbesondere Spitzenlast-) Kapazitäten zu refinanzieren. Zwar besteht im bundesdeutschen Stromsektor kein reiner Energy-Only-Markt, da dieser auch durch leistungsbezogene Komponenten, wie z.b. die Regelenergiemärkte, ergänzt wird. Diese sind gegenwärtig jedoch großteils von Überkapazitäten und hohem 3 17

18 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 3 Wettbewerbsdruck geprägt und weisen ein recht geringes Preisniveau auf. Damit dienen sie sicherlich zu einer Ko-Finanzierung bereits bestehender Kraftwerke, sie sind aber hierzulande mit Sicherheit nicht maßgeblich bei der Investitionsentscheidung von Kraftwerksneubauten. Dieses Missing-Money-Problem wird verstärkt durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien und den damit verbundenen Merit-Order-Effekt der EE: Erneuerbare Energien werden unlimitiert an der Börse eingestellt und verdrängen die übrigen Erzeugungstechnologien damit auf der Merit-Order nach rechts. Entsprechend werden Kraftwerke mit niedrigeren Grenzkosten zu preissetzenden Kraftwerken. Durch den sinkenden Spotmarktpreis sinken die Erträge nicht nur für alle konventionellen Technologien, sondern auch für die EE. Der Merit-Order-Effekt der EE findet sich allerdings auch in den übrigen Teilmärkten des Stromsektors wieder, so dass auch hier geringere oder keine Deckungsbeiträge erzielt werden können. Zusätzlich sinkt nicht nur der durchschnittliche Strompreis, sondern für viele Kraftwerke auch die Zahl der Einsatzstunden. Je höher der Anteil der Erneuerbaren, desto häufiger wird es zu Zeiten kommen, in denen große Anteile des Strombedarfs aus Erneuerbaren gedeckt werden können. So ist es bereits die Logik der Merit-Order, welche die grenzkostenarmen FEE grundsätzlich am linken Ende der Einsatzreihenfolge platziert. Bei genauerer Betrachtung der Kostenstrukturen fossiler Kraftwerke mit niedrigen variablen Kosten hätte eine Streichung des gesetzlichen Einspeisevorrangs jedoch eine geringere FEE-Einspeisung zur Folge. Denn ein Betreiber von konventioneller und FEE-Kapazität wird bei seinen Dispatch-Entscheidungen grundsätzlich An- und Abfahrkosten seiner konventionellen Erzeugungskapazität einsparen können, indem er stattdessen die (an Grenzkosten günstigeren) FEE abregelt. Neben der Einsatzreihenfolge nach Grenzkosten verlangt auch die Tatsache, dass FEE zu Systemsäulen werden, ihre vorrangige Nutzung vor den zu ihrer Flankierung dienenden Flexibilitätsoptionen. Für die regelbaren EE gelten hier im Zeitverlauf unterschiedliche Anforderungen, die weiter unten dargestellt werden. Dies wirft die Frage nach robusten Refinanzierungsmechanismen für die EE generell und insbesondere die grenzkostenarmen FEE auf. 3.2 Refinanzierung des Ausbaus der FEE (und der REE) Der Begriff der Marktintegration der EE impliziert, dass diese im bestehenden grenzkostenbasierten Strommarktdesign prinzipiell auch marktfähig seien. Damit die EE aus dem EEG herauswachsen können und marktbasiert refinanziert werden können, wird die Vermarktbarkeit der EE in den diversen Teilmärkten des Stromsektors daher als erstrebenswertes Ziel genannt. Diese generelle Zielstellung ist jedoch aufgrund des Merit-Order-Effekts der Erneuerbaren Energien in Frage zu stellen. Denn EE haben zumeist deutlich höhere Fixkostenanteile als konventionelle Erzeugungstechnologien. Gerade die tageslichtabhängige Photovoltaikeinspeisung besitzt eine sehr spezifische Form des Merit-Order-Effekts. Sie führte zur Herausbildung eines Tagesprofils mit vier charakteristischen Elementen am Spotmarkt der Strombörse EPEX: Ein Minimum in den frühen Morgenstunden, v.a. im Winter Ein morgendliches Hoch der Strompreise, teilweise sogar über der sog. Mittagsspitze V.a. in sonnenreichen Monaten: ein ausgeprägtes Tief am Nachmittag Ein neues Preishoch in den Abendstunden, je nach Tageslichtmenge Zum anderen hat der generelle preissenkende Effekt der Photovoltaik zu einer Vergleichmäßigung der Preise in den Peak-Stunden und zu einer Aufweichung des bisherigen Konzepts von peak und base geführt. 18

19 3 Abbildung 3: FEE-Marktwerte seit August , jeweils im Vergleich zum Börsendurchschnittspreis [IZES auf der Basis der Daten der EEX] Auch für die Windstromerzeugung gilt, dass ihre Einspeisung durch die niedrigen Grenzkosten just die Spotmarktpreise stark reduziert, die zu ihrer eigenen Refinanzierung benötigt werden. Diese Auswirkungen auf die Preisbildung an der EPEX hat Rückwirkungen auf die PV und die Windstromerzeugung selbst: Die sog. Marktwerte der PV sind in den letzten Jahren beständig gefallen und nähern sich der 100 %-Marke an, die der Windstromerzeugung liegen bereits darunter und sinken tendenziell weiter (vgl. Abbildung 3). 3 Diese geringen Marktwerte, die einhergehen mit einem generellen Verfall der Preise am Stromgroßhandelsmarkt, führen dazu, dass eine sich selbst tragende Vermarktung der FEE in den Teilmärkten des Stromsektors als sehr unwahrscheinlich erscheint. Die wesentliche Schlussfolgerung hieraus sollte jedoch sein, den Stromsektor generell und seine Teilmärkte an die wachsende und später tragende Rolle der FEE anzupassen. Die umgekehrte Forderung, die FEE an die bestehenden (fast ausschließlich grenzkostenbasierten) Teilmärkte des Stromsektors anzupassen, ist dementsprechend nicht zielführend! 2 Der jährliche Mittelwert des PV-Marktwertes lag für das Rumpfjahr 2010 bei 110,4 %, im Gesamtjahr 2011 bei 108,8 % und im laufenden Jahr 2012 bis einschließlich Ende September bei 105,1 %. Damit nähert sich die PV bereits heute, d.h. von Jan. bis Sep. 2012, der im Auftrag der ÜNB erstellten Prognosen bzgl. des Marktwertes der PV für das Jahr 2016! Gemäß dieser Prognose von Energy Brainpool sänke dieser Marktwert fast kontinuierlich und würde erst 2016 den Wert von rund 104,5 % erreichen. Vgl. Energy Brainpool 2011, Folie 46, unter Download am ) 3 Beginn der regelmäßigen Veröffentlichung der PV-Einspeisedaten auf 19

20 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 3 Als weitere Option zur Refinanzierung der EE wird häufig die Inanspruchnahme des Direktverbrauchs, die gegenwärtig vor allem die PV betrifft, genannt. Es bleibt zu klären, inwieweit spezifische Verbrauchertypen kurz- bis mittelfristig in der Lage sein werden, ihre PV-Anlagen hiermit zu refinanzieren und welche Verbrauchertypen dies sind. Bedingung hierfür ist entweder ein relativ gut an den Sonnengang angepasstes Verbrauchsprofil (wie z.b. bei Supermärkten) oder die Verfügbarkeit ausreichend günstiger Speichertechnologien. Solange die (wirtschaftlich abbildbare) Verfügbarkeit dieser Speichertechnologien nicht gewährleistet ist und diese kurz- bis mittelfristig nicht für den Massenmarkt zur Verfügung stehen werden, stellt der Direktverbrauch zur PV-Refinanzierung keine alleinige Lösung dar. Direktverbrauch und auch Direktvermarktung sollten als Optionen gesehen werden, die (neue) Beiträge zur Refinanzierung der Anlagen testen und ermöglichen können. Jedoch kann der Direktverbrauch (mit oder ohne Speicher) kein Ersatz für einen gesicherten Refinanzierungsmechanismus der FEE und insbesondere der Photovoltaik sein. Zusätzlich bleiben die Fragen nach der intermittierenden Netznutzung und dem technischen und bilanzkreisbezogenen Umgang der Netzbetreiber hiermit zu klären. Auch die entfallenden Netznutzungsentgelte bei intermittierender Netznutzung stellen eine zu lösende Frage dar. Diese Fragen sind durch die EEG-Novelle dieses Sommers auf die mittelfristige politische Agenda geraten, da damit zu rechnen ist, dass die 52-GW-Marke für PV zur Mitte dieses Jahrzehnts und damit das anvisierte Auslaufen der PV-Refinanzierung durch das EEG erreicht werden wird. Auch die brennstoffbasierten EE (d.h. die biogenen Energieträger) sollten sich in den existierenden Dispatchmärkten allein nicht refinanzieren können. Die Primärenergieträger werden immer ein gewisses Preisniveau aufweisen, da ihr Anbau stets mindestens so rentabel wie alternative Flächennutzungen sein muss. Außerdem konkurriert das jeweilige Biomasseprodukt mit anderen Nutzungen, denen eine höhere Wertigkeit zugeschrieben wird. Biomasse kann ebenso als Nahrungsmittel oder als Ausgangsstoff für verschiedenste Konsum- oder Investitionsgüter genutzt werden. Biomasseanlagen sind in der Merit-Order demnach relativ weit rechts einzuordnen. Das bedeutet, dass sie bereits bei den heutigen Börsenpreisen nur bei verhältnismäßig geringem Energieangebot und gleichzeitig hoher Nachfrage auf dem Strommarkt links des Markträumungspreises rutschen würden. Selbst dann wäre der Spread zwischen Grenzkostenpreis und Markträumungspreis vermutlich meist zu gering für eine Deckung der Investitionskosten über den Lebenszyklus der Anlagen. Der weitere Ausbau aller Erneuerbaren wird den Börsenpreis langfristig zudem drücken, sodass Energie aus Biomasse zum einen noch seltener nachgefragt, zum anderen der Investitionsdeckungsbetrag noch weiter abnehmen würde. Aus diesem Grund ist Biomasse auch in Zukunft über das EEG oder ein vergleichbares Instrument zu fördern, der diesen Anlagen ebenso eine hinreichend und zuverlässige Refinanzierung garantiert. Auch ein potentieller Ausbau von Biogasspeichern oder zusätzlichen Spitzenlastkapazitäten wird eines adäquaten Förderinstrumentes bedürfen. Die Vermarktung von FEE in den Teilmärkten des Stromsektors oder direkt an die Endkunden sowie der Eigenverbrauch von PV sollten keineswegs als Ersatz für generelle Refinanzierungsmechanismen dargestellt werden, sondern als eine mögliche Ergänzung! Es werden weiterhin hinreichende und verlässliche Instrumenten zur Refinanzierung der EE im Allgemeinen und der FEE im Besonderen benötigt, um den weiteren Ausbau der EE garantieren zu können. Das folgende Unterkapitel widmet sich daher spezifisch den Fragen nach der Ausarbeitung von FEE- Refinanzierungsmechanismen. 20

21 3.3 FEE-technologiespezifische Refinanzierungsmechanismen Aus den obigen Ausführungen ergibt sich, dass zukünftige Refinanzierungsmechanismen der FEE einerseits hinreichend und andererseits verlässlich sein sollten. Hinreichend bedeutet, dass die Gesamtkosten der Anlagen inklusive einer angemessenen Verzinsung des eingesetzten Kapitals innerhalb der üblichen Abschreibungszeiträume erzielt werden können sollten. Verlässlich bedeutet, dass bei der Bewertung jeglicher Instrumente stets die Frage nach der gebotenen Investitionssicherheit beantwortet werden muss. Wenn die Finanzierung der FEE auf die Allgemeinheit (der Umlagenzahler) vergemeinschaftet wird, bedeutet die Gewährleistung von Investitionssicherheit aber auch, dass Risikoprämien so gering wie möglich gehalten werden können und sollen. Um dies zu erreichen, muss jedoch danach gefragt werden, was dies genau für die einzelnen FEE-Technologien bedeutet. Es ist daher davon auszugehen, dass eine weitaus stärkere Differenzierung für die einzelnen FEE-Technologien als bislang im EEG verankert umgesetzt werden sollte. PV: Bereits für den bevorstehenden Zubau bis zur 52-GW-Marke sollte über eine stärkere Differenzierung innerhalb der PV-Anlagenvergütung nachgedacht werden. In der momentanen Vergütung wird lediglich die Einspeisemenge unabhängig von der Einspeisezeit berücksichtigt. Dies führte zu einem starken Zubau an Südanlagen, die über eine vergleichsweise kurze Tagesdauer relativ viel Energie einspeisen. Diese vor allem auf die Menge an eingespeisten kwh ausgerichtete Förderung hatte durchaus ihre Berechtigung, da sie merklich zum Abbau der mittäglichen Preisspitzen sowie zur Degression der PV-Systempreise beitragen konnte. Um diesen Effekt aber auch auf die dadurch inzwischen entstandenen vorund nachmittäglichen Preisspitzen anwenden zu können, ist zu überlegen, ob künftig auch die Ost-West-Ausrichtung oder die Nachführung neuer PV-Anlagen durch gezielte Investitionsanreize gefördert werden sollen. Dadurch könnte die Photovoltaik über den Tag verteilt länger Energie bereitstellen als es heute der Fall ist. Ost- und Westanlagen haben den Vorteil, dass sie ohne zusätzliche Investitionskosten auch zu anderen, gegebenenfalls wertvolleren Stunden als den Mittagsstunden einspeisen können. Nachgeführte Anlagen verlangen zwar höhere Investitionskosten, stehen aber in deutlich mehr Stunden zur Energieerzeugung bereit. Im Sinne einer optimierten Lastabdeckung und Anlagennutzung sowie zur Vermeidung steiler PV-Gradienten sind Steuerungsmechanismen in diese Richtung relativ zeitnah umzusetzen. Darüber hinaus bieten Ansätze einer regional differenzierten Vergütung die Möglichkeit einen besseren flächenmäßigen Ausgleich der PV in Deutschland zu erreichen. Wind onshore: Während für Dach-Photovoltaik-Anlage im Allgemeinen keine Baugenehmigung erforderlich ist (Ausnahmen existieren z.b. bei denkmalgeschützten Gebäuden) und die Errichtung oft unproblematisch erfolgen kann, sind für Onshore-Windenergieanlagen deutlich schwierigere Genehmigungs- und Bauverfahren notwendig. Durch planungsrechtliche Instrumente können Vorrangflächen für Onshore-Windenergieanlagen ausgewiesen und wiederum andere Flächen von der Nutzung für Windenergieanlagen ausgeschlossen werden. Mit einem annähernd hohen Aufwand ist lediglich die Realisierung von PV-Freiflächenanlagen verbunden. Aufgrund ihrer deutlich komplexeren Konstruktionsweise, der Existenz einer Vielzahl an Verschleißteilen und notwendigen Betriebsmitteln nimmt der Instandhaltungsaufwand von Onshore-Windenergieanlagen einen deutlich höheren Stellenwert im Vergleich zu PV-Anlagen ein. Zudem liegt die Leistung einer Einzelanlage oftmals im mehrfachen Megawattbereich und somit einige Größenordnungen 3 21

22 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 3 über der einer durchschnittlichen Dach-PV-Anlage, erfordert aber mehr Rohstoffe. Daher können gegenwärtig keine steilen Degressionskurven bei der Windenergie erzielt werden. Es gilt zu erforschen, welchen energiewirtschaftlichen Wert höhere Volllaststunden und ein gleichmäßigeres Einspeiseprofil, aber verminderte Spitzenleistungen haben, die durch optimierte Flügelprofile und -durchmesser, eine verbesserte Technik (von Getriebe-Windenergieanlagen sowie getriebeloser Anlagen) sowie größere Turmhöhen erreicht werden können. Dabei ist zu fragen, ob solche Anforderungen ggf. generalisiert werden sollten oder nur in bestimmten Regionen oder bei bestimmten Anlagen gelten sollten. Insbesondere im Hinblick auf die genehmigungsrechtliche Problematik erscheint primär das Repowering, also eine technische Aufwertung der existierenden Anlagen, von besonderer Bedeutung. Die zukünftige Ausrichtung der Onshore-Refinanzierung sollte die genannten Charakteristika stärker einbeziehen. Wind offshore: Bei Offshore-Anlagen besteht weiterhin hoher technologischer als auch energiepolitischer Forschungsbedarf, da bisher nur wenige Windparks auf See errichtet wurden. Jedes einzelne Projekt stellt aufgrund der hohen Anforderungen an Mensch und Material eine spezifische Herausforderung dar, was unterschiedliche spezifische Investitionskosten verursachen kann. Weiterhin weisen Offshore- Windkraftanlagen aufgrund ihrer Standorte im offenen Meer zumeist höhere Wartungskosten auf; sie besitzen dementsprechend höhere Grenzkosten als die übrigen FEE. Hier sollte untersucht werden, inwieweit und wodurch diese Kosten reduziert werden können. Generell ist die Investition in Offshore- im Vergleich zu Onshore- Windanlagen risikointensiver. Zusätzlich besteht die Gefahr von Verzögerungen beim Netzanschluss sowie durch Bau- und Genehmigungsverfahren. Dies belegt die gegenwärtig nur sehr zögerlich stattfindende Realisierung von bereits genehmigten Windparks in der Ost- und Nordsee. Es bleibt die Frage, inwieweit die gegenwärtig beschlossene Vergemeinschaftung der Haftungsrisiken beim Offshore-Netzanschluss angemessen ist. Da Offshore-Anlagen und die notwendigen Netze durch ihre Küstenlage als eine gesamteuropäische Infrastruktur begriffen werden können, sollte über eine Europäisierung des Ausbaus nachgedacht werden. Neben einer optimierten Nutzung des erzeugten Stroms wären in allen beteiligten europäischen Staaten durch den Zubau generierte Wachstumseffekte zu erwarten. Solarthermische Stromerzeugung (Concentrated Solar Power oder CSP) nimmt eine Position zwischen den FEE und den Flexibilitätsoptionen ein. Ihre Technologie ist nicht brennstoffbasiert, wodurch sie in verschiedenen Umwandlungsprozessen elektrische Energie nahezu grenzkostenfrei produzieren kann. Zudem kann sie mit Hilfe eines angeschlossenen Wärmespeichers (Salzspeicher) flexibel eingesetzt werden. Ideale Standorte für CSP- Kraftwerke finden sich in sonnenintensiven Gebieten und werden unter effizienzkritischen Gesichtspunkten möglichst großflächig ausgelegt. Aufgrund dieser Dimensionierung und der geographischen Voraussetzungen scheinen künftige Forschungs- und Realisierungsprojekte im Rahmen einer EU-Förderung sinnhaft, die gleichzeitig auch den Aufbau der Netzanbindung gewährleisten können. Dabei ist zu beachten, dass CSP stets auch dazu dienen soll, die Stromversorgung vor Ort zu gewährleisten und lokale Wertschöpfung zu generieren. Laufwasserkraft sollte generell den fluktuierenden Erneuerbaren Energien zugeordnet werden, da diese Anlagen ebenso grenzkostenfrei und dargebotsabhängig sowie langfristig kaum präzise prognostizierbar sind. Sie sollten ebenso zu den FEE-Systemsäulen gezählt werden. Die technische Entwicklung der Wasserkraft 22

23 ist relativ ausgereift. Auch das Flächenpotenzial für Neubauten ist unter ökologischen und ökonomischen Gesichtspunkten nahezu ausgeschöpft. Steigerungen bei den Energieerzeugungsmengen sind allenfalls durch ein Repowering bestehender Altanlagen zu erwarten. Um dieses Repowering anzureizen und den bestehenden naturschutzrechtlichen Anforderungen genügen zu können, sollte diese Erzeugungsart weiterhin von den FEE-Refinanzierungsmechanismen bzw. ihrer Weiterentwicklungen profitieren können. Der Forschungs- und Entwicklungsbedarf bei Geothermieanlagen ist aufgrund ihrer relativ kurzen Nutzung noch vergleichsweise hoch. Da in Deutschland in weiten Regionen ein hohes theoretisches Nutzungspotenzial besteht, ist es durchaus sinnvoll, auch diese Technologie weiter zu fördern. Auch hier wird ein Verbleib im (weiterentwickelten) EEG empfohlen. Für alle FEE werden hinreichende und verlässliche Refinanzierungsmechanismen benötigt, die explizit für diese annähernd grenzkostenfreie Stromerzeugung konzipiert sind. Da diese zumeist hohe Fixkosten (Investitions- und Kapitalkosten), aber eben kaum arbeitsabhängige Kosten aufweisen, ist davon auszugehen, dass das Prinzip der degressiv ausgestalteten Vergütung der eingespeisten Arbeit über einen vorab definierten Zeitraum zur Deckung der Fixkosten dieser Anlagen die höchste Investitionssicherheit bietet. Um den gewünschten Zubau an FEE erzielen zu können, sollte dieses Prinzip, welches heute schon im EEG verwirklicht ist, beibehalten und weiterentwickelt werden. Dabei sollte bereits vor der Investitionsentscheidung in neue FEE-Anlagen soweit wie möglich darauf geachtet werden, dass diese Anlagen über ihre gesamte Lebensdauer hinweg den Anforderungen der zukünftigen Regenerativwirtschaft weitgehend entsprechen. Eine stärkere Ausdifferenzierung der Vergütungsmechanismen für die verschiedenen FEE (inklusive CSP) sollte in Abhängigkeit vom Risiko für die Investoren, der Kapitalintensität, dem Aufwand für Bau- und Genehmigungsverfahren und der Reichweite der geographischen Nutzung angestrebt werden. Bereits kurzfristig können vor allem Instrumente zur Optimierung der PV-Nutzung konzipiert und umgesetzt werden. Die zentralen fluktuierenden Erneuerbaren bedürfen verstärkter technologischer und energiepolitischer Forschung. 3 23

24 BEE Plattform Systemtransformation Kompassstudie Marktdesign 4. Flexibilitätsoptionen (FO) zur Flankierung der FEE 4 Abbildung 4 zeigt die generellen Möglichkeiten zur Refinanzierung der technischen Systembestandteile des FEE-zentrierten Stromsystems. Während die FEE aufgrund ihrer beinahe grenzkostenfreien Erzeugung im Zentrum stehen (und eigene Refinanzierungsmechanismen erhalten sollten, die diesem Charakteristikum Rechnung tragen), wird die Refinanzierung der Flexibilitätsoptionen aus den Segmenten der Dispatchmärkte und der Kapazitätsmechanismen kommen. Dabei dienen die Dispatchmärkte v.a. der Einsatzplanung des Kraftwerksparks bzw. zukünftig der Flexibilitätsoptionen, während die Kapazitätsmechanismen dazu dienen sollen, eine komplementäre, hinreichende Refinanzierung der Flankierungsoptionen zu gewährleisten. Ein weiterer Bestandteil der Refinanzierung könnte über die Netzentgelte geleistet werden, sofern gewisse Erzeugungsanlagen Funktionen der Aufrechterhaltung der Netz- und Systemstabilität wahrnehmen. Abbildung 4: Benötigte Finanzierungssegmente für ein FEE-zentriertes Stromsystem In den folgenden Kapiteln werden im ersten Schritt die (kurzfristig) erforderlichen Anpassungen der Dispatchmärkte an die Notwendigkeiten der zukünftigen Regenerativwirtschaft beschrieben. Häufig wird hier angemerkt, dass mit der Energiewende mehr Regelenergie notwendig werde. Wendet man den Begriff Regelenergie nur auf die drei bereits gehandelten Arten von Regelenergie (Primär-, Sekundär- und Minutenreserve) an, ist er in engem Sinne unpassend. Besser wäre es, beispielsweise von Residualenergie zu sprechen, da es genau um die Bereitstellung der notwendigen Residuallast bzw. -arbeit geht. Wichtig ist aber vor allem auch, dass bei steigenden Mengen an EE-Strom nicht mehr Residualenergie notwendig wird. Einerseits ist von einer weiteren Verbesserung der FEE-Prognosen auszugehen und andererseits sollte gerade eine verstärkte Kurzfristigkeit des Handels die Nutzung verbesserter FEE-Prognosen ermöglichen. Die wesentliche Änderung im Rahmen der Energiewende wird jedoch sein, dass die Residualarbeit flexibler bereitgestellt werden muss. Daher wird die Bedeutung flexibler Kraftwerke und Kraftwerkstypen entscheidend zunehmen. Vor allem drei Charakteristika von Flexibilität sollten eine Rolle spielen: Möglichkeiten zu schnellen Lastwechseln, hohe oder zumindest akzeptable Wirkungsgrade im Niedriglastbereich der Kraftwerke und die Möglichkeit häufigen und günstigen An- und Abfahrens der jeweiligen Kraftwerke. Danach werden einzelne Flexibilitätsoptionen jeweils mit Bezug auf die verschiedenen Forschungsoder Handlungsbedarfe und die spezifisch notwendigen Refinanzierungsmechanismen analysiert. Dies geschieht im Rahmen dieser kurzen Kompassstudie nicht unbedingt mit einer an Seitenzahlen gleichen Gewichtung, sondern vor allem mit Bezug darauf, welche Handlungsoptionen kurz- oder mittelfristig ergriffen und welche Forschungsfragen untersucht werden sollen. 24