Ein Strommarkt für die Energiewende in Deutschland. 18. September 2014

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1 Ein Strommarkt für die Energiewende in Deutschland 18. September 2014

2 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

3 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

4 Das Energiekonzept definiert den Rahmen *) in der aktuellen Fassung (Energiewendebeschlüsse 2011, Koalitionsvertrag, EEG-Novelle)

5 Ziel: Optimales Gesamtsystem (Strom) Versorgungssicherheit Wirtschaftlichkeit Umweltverträglichkeit Gesellschaftliche Akzeptanz

6 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

7 Stromsektor in einer Phase des Übergangs Ausstieg aus der Kernenergie EU-Marktkopplung Zubau Erneuerbarer Energien Rückgang der Nachfrage Überkapazitäten

8 Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 "Centrale-nucleaire-civaux". Licensed under Creative Commons Attribution-Share Alike 3.0 via Wikimedia Commons -

9 EU-Strommärkte wachsen zusammen Quelle: EPEX-SPOT

10 Wind & Sonne prägen die Stromversorgung Jahr Ziel % % 2040 > 65% 2050 > 80% Copyright: BMWi/Holger Vonderlind

11 Massive Überkapazitäten drücken die Preise Im gekoppelten Marktgebiet ca. 60 GW Überkapazitäten (ENTSO-E) Die Strompreise sind im Keller Schweinezyklus: Hohe Preise in den 2000er Jahren Investitionen in Kraftwerke Überkapazitäten Preisverfall Marktkonsolidierung Quelle:

12 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

13 Die Aufgabe bleibt: Versorgungsicherheit Zentrale Aufgabe = Versorgungssicherheit Versorgungssicherheit = Jeder kann so viel Strom kaufen, wie er möchte Kern der Aufgabe = Erzeugung und Verbrauch synchronisieren Energiewirtschaftliche Definition: Nachfrager können Strom beziehen, solange ihre Zahlungsbereitschaft > Marktpreis (Nutzen > Kosten)

14 Zwei Synchronisierungs-Funktionen: 1. Vorhaltefunktion = dafür sorgen, dass ausreichend Erzeuger u. flexible Verbraucher vorgehalten, um jederzeit Angebot u. Nachfrage ausgleichen zu können. 2. Einsatzfunktion = dafür sorgen, dass die Kapazitäten so eingesetzt werden ( dispatch ), dass Erzeugung u. Verbrauch jederzeit ausgeglichen werden.

15 Zwei Extremfälle: Min. u. max. Residuallast Residuallast in Deutschland bei unterschiedlichem EE Ausbau Residuallast Leisung in MW in MW % 60% 68% 73% 95% 100% Maximale Residuallast Minimale Residuallast Must- run Kapazität Quelle: Sensfuß et al.

16 Herausforderung 1: Minimale Residuallast Windiger Sommermittag: Viel Wind- und Solarstrom geringe Stromnachfrage derzeit noch hohe konv. Mindesteinspeisung Prof. Dr. Ragwitz: Priorität: must run senken!

17 Herausforderung 2: Maximale Residuallast Windstiller Winterabend: Wenig Wind- und Solarstrom hohe Stromnachfrage

18 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

19 Einsatzfunktion Einsatzfunktion = dafür sorgen, dass auch im Übergang die Kapazitäten so eingesetzt werden ( dispatch ), dass Erzeugung u. Verbrauch jederzeit ausgeglichen werden. Weitgehender Konsens ( Sowieso-Maßnahmen )

20 Flex-Potenziale: Mehr als genug vorhanden Viel EE / geringe Last Export Flexible thermische Kraftwerke Zuschaltbare Lasten Speicher (Einspeicherung) Abregelung Wind & PV Wenig EE / hohe Last Import Flexible thermische Erzeugung Reduzierte oder verschobene Lasten Speicher (Ausspeicherung)

21 Einordnung Flexibilitätsbausteine 20% EE 35% EE 50% EE 65% EE 80% EE Speicher Verbrauch Erzeugung Netze Netze ausbauen für großräumigen Stromaustausch Thermische Kraftwerke flexibilisieren Must-run -Leistung senken Wind und PV bei Überschuss abregeln Lastmanagement ausbauen für flexible Nachfrage Power-to-heat um EE-Überschüsse zu nutzen (reduziert must-run ) Pumpspeicher D/Alpen/Norwegen Power-to-Gas

22 Kraftwerkseinsatz und Klimaziele Quelle: NASA - Bundesregierung hält an nationalem Klimaschutzziel fest - Emissionshandel in Gang bringen! - Welche Rolle hat das KWKG? - Ergänzende Instrumente? -> Aktionsprogramm Klimaschutz 2020

23 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

24 Vorhaltefunktion Vorhaltefunktion = dafür sorgen, dass auch im Übergang ausreichend Kapazitäten vorgehalten werden, um Angebot u. Nachfrage jederzeit ausgleichen zu können. = Kern der Diskussion um Kapazitätsmechanismen

25 Kapazitäten werden weiter benötigt Quelle: Enervis, Der ideale Kraftwerkspark der Zukunft, 2014, im Auftrag der Trianel

26 aber eher wenige neue für Spitzenlast über die im Bau befindlichen Kraftwerke hinaus, d.h. Kapazitäten mit geringen Investitionskosten, wie z.b. Erschließung von DSM, Erschließung von Netzersatzanlagen, Motorkraftwerke ggf. Gasturbinen UBS 8/2014: Large-scale power generation ( ) will be the dinosaur of the future energy system: Too big, too inflexible, not even relevant for backup power in the long run.

27 Frage: Hält Strommarkt genug Kapazität vor? Eine Ansicht: Strommarkt sorgt nicht für ausreichende Kapazitäten. Gutachten: Strommarkt ist funktionsfähig u. hält genug Kapazität vor.* * Ebenso z.b. auch Enervis 2014 (für VKU), EWI/Prof. Bettzüge (bei BDEW-Jahrestagung 2014)

28 Handlungsoptionen Option 1: EOM 2.0 Leistung wird weiter implizit bezahlt. Kein staatlicher Eingriff nötig. Konsequenz: Höhere Preisvolatilität mit Spitzen. Option 2: EOM 2.0 plus Kapazitätsmarkt Leistung wird explizit bezahlt. Staatlicher Eingriff nötig. Konsequenz: Überkapazitäten u. höhere Gesamtkosten.

29 Fragen werden im Grünbuch adressiert Nehme ich da die modernsten, nehme ich da die lokal am wichtigsten, frage ich alle, ob sie wollen, dass ihre Kraftwerke in so eine Reserve hineinkommen? (illustrativ)

30 Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren

31 Weiteres Verfahren Wir werden in diesem Jahr ein Grünbuch vorlegen, und alle Beteiligten dazu anhören und auf dieser Basis ein Weißbuch machen. Das ist ein sehr transparenter und strukturierter Prozess werden wir dann die gesetzgeberischen Grundentscheidungen hierzu treffen.

32 Zeitplan

33 Nächste Schritte Plattform Strommarkt : 3. Sitzung AG 1: Vertiefung der Diskussion : 2. Plenarsitzung November: Grünbuch

34 Zusammenfassung Ziel ist ein optimales Gesamtsystem Aufgabe Strommarkt: Versorgungssicherheit = Synchronisierung Markt muss Einsatzfunktion im Übergang gewährleisten ( Sowieso ) Markt muss Vorhaltefunktion im Übergang erfüllen ( Diskussion ) Transparenter und offener Prozess. Nächster Schritt: Grünbuch

35 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

36 Energiekonzept: Quant. Ziele für 2050 (Auswahl) Treibhausgasemissionen senken um 80 bis 95% Anteil Erneuerbarer Energien an der Endenergie erhöhen auf 60% Primärenergieverbrauch verringern um 50% Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch erhöhen auf > 80% Stromverbrauch verringern um 25%

37 Ziele für nachhaltiges Strommarktdesign Versorgungssicherheit Erzeugungskapazität adäquat zur Deckung der Nachfrage in jeder Stunde Netzkapazität adäquat zum kostenminimalen regionalen Ausgleich Reservekapazität adäquat zum Ausgleich ungeplanter Schwankungen Wirtschaftlichkeit Gesamtwirtschaftliche Systemkosten minimieren Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken & EE verbessern Förderbedarf verringern Breiten Wettbewerb (von Flexibilitätsoptionen) stärken Umweltverträglichkeit Nationale und Europäische Emissionsziele in allen Zieljahren erreichen Seite 37

38 Flexibilität hat Schlüsselrolle für den Einsatz Windiger Sommermittag - Kraftwerke runter - Lasten / Speicher hoch - etc. Windstiller Winterabend - Kraftwerke hoch - Lasten / Speicher runter - etc. Quelle:

39 Wirkung der Flexibilisierung Flexibilität sorgt für Versorgungssicherheit Herausforderung 1: Windiger Sommertag Wirtschaftlichkeit integriert EE effizient (Integrationskosten) sichert Betrieb des Systems, insb. Netze erhöht Marktwert EE (senkt Förderkosten) Herausforderung 2: Windstiller Winterabend deckt die Last minimiert die Kosten

40 Empfehlungen Studie Connect 7/2014 für BMWi Flexibilisierung zentraler Baustein für den Strommarkt: Technologieoffenen Wettbewerb der Flexibilitätsoptionen anstreben Flexibilitätshemmnisse im Marktdesgin abbauen, z.b. Regelenergiemärkte > Sekundärregelleitung täglich ausschreiben Spotmärkte > Viertelstundenmärkte day ahead einführen Bilanzkreistreue im Ausgleichsenergie-Preissystem anreizen Flexibilitätshemmnisse im Regulierungsdesign abbauen, z.b. Systemdienstleistungen -> Blindleistung durch neue Anbieter Förderinstrumente (EEG, KWKG) -> strommarktgeführter Betrieb Entgelte, Umlagen, Abgaben reformieren, z.b. dynamische EEG-Umlage

41 Für Versorgungssicherheit u. EE-Integration Flexibilisierung der Nachfrage Angebot Spitzenlast-KW ersetzen Grundlast-KW Reduktion Must-Run & EEG Direktvermarktung Sektorkopplung (Power-to-Heat/E-Mobility) Quelle: Connect auf Basis von EEX (2013). Flexibilisierung fördert EE-Integration und Versorgungssicherheit

42 Plattform Strommarkt Plattform Gebäude Plattform Forschung & Innovation Plattform Effizienz Plattform Energienetze

43 Plattform Strommarkt PLENUM Plenum Vorsitz: AL Rid AG 1 Versorgungssicherheit Marktdesign AG 2 Flexibilität AG 3 AG 4 Weiterentwicklung der EE-Förderung Europäische Strommarktintegration

44 Bereits der heutige Energy-Only-Markt enthält ein Leistungspreiselement Warum enthält heutiger EOM Leistungskomponente? Stromverträge heute enthalten eine unbedingte Lieferverpflichtung Wie wird Leistungsbereitstellung durchgesetzt? Wer trotz Lieferverpflichtung nicht liefert oder mehr Strom bezieht als er gekauft hat hat Ausgleichsenergiepreise zu bezahlen 44 AE-Preissystem ist wesentlich für Versorgungssicherheit Marktakteure halten Leistung vor bzw. kontrahieren Leistung bei Zahlung von Leistungspreisen (pro MW) Marktakteure sind bereit, bei Knappheit hohe Preise für noch nicht gedeckten Energiebedarf zu zahlen historisch % 250% 200% % des Base Wie übersetzt sich dies in Finanzierung von Leistung? Dies beinhaltet, dass zu jedem Zeitpunkt auch die erforderliche Leistung bereitgestellt werden muss 150% 100% 50% 0% Stunde Frontier Economics

45 Systemkosten unterschiedlich durch absehbare Ineffizienz und mögliche Fehlsteuerungen Systemkosten im Vergleich zum EOM 2.0* Mrd. EUR (NPV 2015) EOM 2.0 Vergleichbares Versorgungssicherheitsniveau * Reserve Umfassender Umfassender Fokussierter KM KM (höhere KM Vorgabe) Fokussierter KM (höhere Vorgabe) Unterschied der Systemkosten als Barwert (2015) über Modelllaufzeit ( ) und alle Modellregionen (Zentraleuropa) jeweils im Vergleich zum EOM aber Systemkosten sind nicht das einzige Kriterium 45 Frontier Economics

46 Ordnungspolitik International Wettbewerb Reversibilitat Verteilung +/- +/ /- EOM 2.0 +/ Reserve + +/ /- + +/- Dezentraler KM (BDEW/VKU) +/- + +/- +/- +/- +/- Zentraler KM + +/- +/- Fokussierter KM + +/- +/- + (Verbraucherpräferenz) Effektivität EOM (heute) Effektivität Effizienz (politische Zielgenauigkeit) Zusammenfassung der Einschätzung der Gutachter Entscheidungsrelevante Kriterien 46 Weniger relevante Kriterien Frontier Economics

47 Zusammenfassende Einschätzung auf Basis der Kosten und der Eingriffstiefe der Mechanismen Kosten FKM ZKM DKM R EOM EOM 2.0 Zunehmende Risiken für Effizienz und Markt Empfohlene (maximale) Eingriffstiefe 47 Eingriffs/Regulierungstiefe Frontier Economics

48 Vorab-Analysen & Marktanalysen EOM 2.0 zeigen o Abbau von Hemmnissen kann erschließbares Potenzial DSM beim EOM 2.0 im Zeitverlauf sukzessive erhöhen o Nutzung von weniger als 50 % des erschließbaren Potenzials ausreichend für Funktionsfähigkeit des EOM Verfügbares Potenzial (konservative Abschätzung) GW Erschließbares Potenzial (konservative Abschätzung) 8 10,7 5,4 4 0 Folie 48 Genutztes Potenzial 3, ,5 0,

49 Marktsimulationen EOM 2.0 zeigen o Anstieg des durchschnittlichen Strompreisniveaus resultiert aus Anstieg von variablen Erzeugungskosten von Kraftwerken o Preisspitzen auf moderatem Niveau und mit sehr geringem Einfluss auf durchschnittliche Strompreise Strompreise vs. variable Stromerzeugungskosten Volatilität der Strompreise Kohle-KW (46%) Gas-KW (56%) 25 Strompreis -'base' Folie 49 Durchschnitt der teuersten 10 Stunden je MWhel 2014 je MWhel 125 der teuersten 100 Stunden 400 der teuersten 200 Stunden des gesamten Jahres

50 Bei detaillierter Prüfung zeigt sich, dass Markt funktionsfähig ist o Ausgleich von Angebot & Nachfrage zu jedem Zeitpunkt gewährleistet o Notwendige Preisspitzen in einem optimierten EOM auf wenige Stunden beschränkt und auf einem moderaten Niveau Notwendigkeit Diskussion Kapazitätsmechanismen reduziert sich auf Nebenziele o Erhalt einer national ausgeglichenen Leistungsbilanz ( Versorgungssicherheit) o Verteilungseffekte o Folie 50

51 Umsetzbarkeit Risiken Regulierung Risiken Markt EOM 2.0 EOM 2.0 mit Reserve Zentraler, umfassender KM Zentraler, fokussierter KM Dezentraler KM Folie 51 Europa Kosten Verbraucher Effektivität Effizienz

52 Kriterien Gewichtung Umfassender Kapazitätsmarkt (EWI) Fokussierter Kapazitätsmarkt (LBD Öko-Institut, Integriertes EnergiemarktDesign (VKU) Strategische Reserve (BMU/BDEW/BEE) Effektivität 20% 0,90 0,90 0,90 0,90 Effizienz 20% 0,39 0,52 0,64 0,93 Transformationsbeitrag 20% 0,24 0,63 0,59 0,69 Transaktionskostenhöhe 10% 0,36 0,36 0,57 0,68 Verteilungseffekte 10% 0,51 0,48 0,74 0,79 Institutionelle Passfähigkeit 10% 0,20 0,20 0,78 0,83 Robustheit 10% 0,30 0,46 0,76 0,80 100% 0,44 0,56 0,71 0,81 Gewichtete Gesamt-Bewertung

53 Kapazitätsmechanismen führen zu Erhöhung der Systemkosten gegenüber EOM 2.0 Erhebliche Risiken für zusätzliche Erhöhung der Systemkosten bei Kapazitätsmechanismen durch Regulierungsrisiken Erhöhung der Systemkosten durch Kapazitätsmechanismen gegenüber EOM 2.0 ohne DSM im KM mit DSM im KM Barwert in Mrd (Barwert für den Zeitraum 2014 bis 2030) Zentrale KM Folie 53 Dezentrale KM EOM 2.0 mit Reserve * Berücksichtigung von Systemkosten in Deutschland bei Bereinigung von Änderungen (monetärer) Außenhandelssaldo

54 Kapazitätsmechanismen führen zu zusätzlichen Belastungen der Verbraucher gegenüber EOM 2.0 Zentrale Kapazitätsmärkte führen zu erheblichen Umverteilungseffekten Erhöhung der Kosten für Verbraucher* durch Kapazitätsmechanismen gegenüber EOM 2.0 ohne DSM im KM Barwert in Mrd (Barwert für den Zeitraum 2014 bis 2030) ZUKM Folie 54 ZFKM Dezentrale KM EOM 2.0 mit Reserve * Berücksichtigung von Strompreisänderungen und Kapazitätsumlagen sowie Auswirkungen auf EEG-Umlage, KWK-Umlage & Regelenergiekosten

55 Kapazitätsmärkte auch fokussierte KM kein geeignetes Instrument zur Reduktion der nationalen CO2-Emissionen Marktsimulationen zeigen: o Kapazitätsmärkte in Deutschland führen nicht zur Reduktion der nationalen CO2-Emissionen o Fokussierte KM führt nicht gezielt zu einer Verringerung der Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken Erhöhung der CO2-Emissionen gegenüber EOM 2.0 Folie 55