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1 Kompassstudie Marktdesign. Leitideen für ein Design eines Stromsystems mit hohem Anteil fluktuierender Erneuerbarer Energien Herausgeber/Institute: BEE, Greenpeace energy, IZES Autoren: Uwe Leprich et al. Datum: Dezember 2012 Themenbereiche: Schlagwörter: Strompreis, Energiepreise, Netzintegration, Systemtransformation, Stromnetze, Versorgungssicherheit, Biomasse, EEG, Geothermie, KWK, Lastmanagement, Marktdesign, Potenziale, Sonnenenergie, Strommarkt, Wärmemarkt, Wasserkraft Auftraggeber/Förderer: Seitenzahl: BEE, Greenpeace Energy 55 Zielsetzung und Fragestellung Die Studie soll wissenschaftlich fundierte Anregungen für

2 die Entwicklung des Stromversorgungssystems und ein künftiges Energiemarktdesign bei steigenden Anteilen Erneuerbarer Energien liefern. Hintergrund ist die angesichts der zunehmenden Refinanzierungsschwierigkeiten konventioneller Kraftwerke geführte öffentliche Debatte um die Neugestaltung der Strommärkte. Im Unterschied zur auf die Wirtschaftlichkeit fossiler Kraftwerke ausgerichteten Debatte rückt die vorliegende Studie bei den Überlegungen zur notwendigen Neugestaltung des Marktdesigns die fluktuierenden Erneuerbaren Energien sowie die notwendigen Ausgleichsmöglichkeiten im Energiesystem in den Fokus. Die Studie zum künftigen Marktdesign ist ein Element der Plattform Systemtransformation des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE), die sich mit politischen, ökonomischen und technischen Fragen des Umbaus des Energiesystems auf eine vollständig erneuerbare Energieversorgung beschäftigt. Zentrale Ergebnisse Teilsegmente für das künftige Marktdesign Ein wesentliches Ergebnis der Erörterungen ist, dass die fluktuierenden Erneuerbaren Energien und die verschiedenen Flexibilitätsoptionen im künftigen Marktdesign differenziert zu berücksichtigen sind. Dabei unterscheiden die Autoren vier Segmente: - einen verlässlichen Refinanzierungsmechanismus für die fluktuierenden Erneuerbaren Energien mit Grenzkosten nahe Null, - Spot- und Terminmärkte sowie Regelenergiemärkte als Dispatch-Märkte für den Betrieb von Bestandsanlagen, - Kapazitätsmechanismen für neue Flexibilitätsoptionen

3 (z.b. neue fossile Kraftwerke, Energiespeicher, Lastmanagement-Maßnahmen), - Finanzierung von netztechnisch erforderlichen Mustrun-Anlagen, möglicherweise über Netzentgelte. Generell sind nach Ansicht der Autoren bei der Ausgestaltung des künftigen Strommarkts, der Vergütungsregeln für bestimmte Technologien und der Marktregeln die Wechselwirkungen mit den Stromnetzen und mit dem Wärme- und Verkehrssektor zu beachten. Vergütung für Strom aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien, Biomasse und Geothermie Da die Stromerzeugung aus Windenergie, Sonnenenergie und Wasserkraft kaum Grenzkosten, aber dafür hohe Investitions- und Kapitalkosten aufweist, sind hierauf abgestimmte, verlässliche Refinanzierungsmechanismen erforderlich. Vor allem der Merit-Order-Effekt der Erneuerbaren Energien führt dazu, dass sich die FEE im bestehenden grenzkostenbasierten Strommarkt sonst nicht refinanzieren können. Für die FEE gewährleistet das Erneuerbare-Energien-Gesetz bisher die notwendige Investitionssicherheit. Seine prinzipielle Funktionsweise, insbesondere der Einspeisevorrang müssen nach Ansicht der Autoren für die fluktuierenden Erneuerbaren Energien weiter beibehalten werden. Auch für die Biomasse halten die Autoren die Beibehaltung des EEG oder eines ähnlichen Refinanzierungsinstruments für notwendig. Hintergrund sind die relativ hohen Kosten und Konkurrenz der energetischen mit anderen Nutzungsmöglichkeiten. Dies führt dazu, dass die Biomasse auf der Merit Order-Kurve weit rechts einzuordnen ist und sich die Anlagen über die Strombörse kaum refinanzieren lassen. Aufgrund des noch hohen Forschungs- und Entwicklungsbedarfs bei Geothermieanlagen empfehlen die Autoren auch hier eine weitere Förderung durch das EEG. Kurzfristige Anpassung der Dispatchmärkte

4 Künftig wird die Energie zur Flankierung der fluktuierenden Erneuerbaren Energien ( Residualarbeit ) flexibler bereitgestellt werden müssen, so dass die Bedeutung flexibler Kraftwerke und Kraftwerkstypen steigt. Wegen der schlechten langfristigen Prognosemöglichkeiten von Wind und Sonnenenergie wird ein Wandel hin zu einem wesentlich kurzfristigeren Handel notwendig sein. Um die höheren Güten der Kurzfristprognosen zu nutzen und die notwendigen Flexibilitäten optimal handeln und einsetzen zu können, sollten nach Ansicht der Autoren die Fristen zwischen Auktionierung und Lieferzeitpunkten verkürzt und der Intraday-Handel gegenüber dem Day-ahead-Markt gestärkt werden. Einführung von Kapazitätsmechanismen für Flexibilitätsoptionen Perspektivisch halten die Studienautoren die Einführung von Kapazitätsmechanismen für notwendig. Sie sollen die Bereitstellung von Kapazitäten zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit durch Erträge außerhalb des Energy-Only-Markts honorieren und so zur hinreichenden Deckung der Fixkosten von Stromerzeugungstechnologien, Energiespeichern sowie Demand-Side-Management- Maßnahmen beitragen. Die Dispatchmärkte dienen weiterhin vor allem der Einsatzplanung der Kraftwerke und anderen Flexibilitätsoptionen. Inzwischen liegen verschiedene Vorschläge für Kapazitätsmechanismen vor: - Der umfassende Kapazitätsmechanismus (Versorgungssicherheitsverträge) addressiert bestehende und neue Kraftwerke und Lastmanagementkapazitäten. Hier gibt es eine Mengenvorgabe für die angestrebte Gesamtkapazität, alle Kapazitäten erhalten eine einheitliche Kapazitätsprämie und die Kapazitäten

5 nehmen am Energy-Only-Markt teil. - Der selektive Kapazitätsmechanismus adressiert vorwiegend neue Kraftwerks- und Lastmanagementkapazitäten. Auch hierbei wird die Menge der benötigten Leistung ausgeschrieben und die Kapazitäten können am Energy-Only-Markt teilnehmen. - Die strategische Reserve zielt auf unwirtschaftlich werdende Bestandskraftwerke oder Neuanlagen, wobei die Kapazitäten nicht am Energy-Only-Markt teilnehmen. Sie werden nur dann eingesetzt, wenn am Strommarkt die Nachfrage das Angebot übersteigt. - Die fokussierten Kapazitätsmechanismen sehen eine unterschiedliche Herangehensweise für Bestandskraftwerke, Neubauten und Lastmanagement vor. Die Analyse zeigt, dass die verschiedenen Vorschläge jeweils Vor- und Nachteile bzw. Risiken bergen. Aufgrund der vielfältigen Wechselwirkungen mit dem Energy-Only- Markt und der Gefahr von hohen Mitnahmeeffekten sollte die Ausgestaltung künftiger Kapazitätsmechanismen daher sorgfältig durchdacht werden. Hierfür sehen die Autoren auch genügend Zeit. Sie empfehlen generell nur selektive Kapazitätsmechanismen, die Bestandskraftwerke von zusätzlichen Zahlungen ausschließen. Zudem seien die Flexibilitätsanforderungen der Energiewende zu berücksichtigen. Als selektiver Kapazitätsmechanismus kann nach Ansicht der Autoren auch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz betrachtet werden. Hierbei sei zu prüfen, inwieweit es zum Aufbau neuer Flexibilitätskapazitäten zur Flankierung der fluktuierenden Erneuerbaren Energien beitragen kann. In der kurzfristigen Perspektive könnten auch die Netzentgelte einen Finanzierungsbeitrag liefern, soweit der Betrieb zusätzlicher Erzeugungsanlagen für die Netz- und Systemstabilität erforderlich ist.

6 Zentrale Annahmen und Thesen Fluktuierende Erneuerbare Energien im Zentrum des künftigen Energiesystems Ausgangspunkt der Überlegungen ist, dass die Energiewende den Umstieg auf eine Versorgung mit nahezu 100 % Erneuerbaren Energien bedeutet. Die fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) Windenergie und Photovoltaik sowie teilweise Laufwasserkraft werden dabei zu den tragenden Säulen des Energiesystems. Das gesamte Versorgungs- und Marktsystem muss sich an ihre Erfordernisse anpassen und entsprechend umgebaut werden. Die Einstellung des übrigen Energiesystems auf die Anforderungen der fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) wird nach Einschätzung der Autoren kosteneffizienter als der umgekehrte Weg, die FEE in den bestehenden Energiemarkt zu zwängen. Zunehmende Bedeutung von Flexibilitätsoptionen und Stromnetzen Für den Ausgleich von Angebotslücken und - überschüssen der fluktuierenden Erneuerbaren Energien sind vielfältige Flexibilitätsoptionen erforderlich. Hierzu zählen regelbare Erneuerbare Energien, vorübergehend noch mit Erdgas betriebene Gas- und Dampfkraftwerke, Gasturbinen, Blockheizkraftwerke und andere fossile Bestandskraftwerke, Last- bzw. Demand-Side- Managementmaßnahmen, Energiespeicher sowie die im Ausland im Rahmen des europäischen Stromverbundes

7 erzeugte Energie. Speicher sind nach Einschätzung der Autoren zurzeit vor allem dort einzusetzen, wo die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien anderenfalls abgeregelt würde oder wo Speicher wichtige Funktionen für die Stromnetze erfüllen können. Große Speicherkapazitäten sind hingegen erst erforderlich, wenn das Energieangebot aus erneuerbaren Quellen den Bedarf im Gesamtnetz übersteigt. Bis dahin betrachten die Autoren vor allem die Beseitigung von Netzengpässen als prioritär. Methodik Die Kurzstudie steht im Kontext der Plattform Systemtransformation des Bundesverbands Erneuerbare Energie. Grundlage für die Erörterung von Leitplanken für ein zukünftiges Marktdesign ist die Einschätzung der Branchenverbände zum Ausbau der Erneuerbaren Energien bis zum Jahr Die Analyse eines zukunftsfähigen Energiemarktdesigns orientiert sich daher an den Implikationen eines zu großen Teilen auf Wind- und Sonnenergie fußenden Energieversorgungssystems. Zunächst beschreiben die Autoren die wesentlichen Merkmale des künftigen Energiesystems und damit die Rahmenbedingungen für das Design des Energiemarktes. Im Folgenden erläutern sie detailliert die Besonderheiten der fluktuierenden Erneuerbaren Energien als tragende Säulen des künftigen Energiesystems sowie deren Erfordernisse im Hinblick auf die Refinanzierung von Investitionen. Darauf aufbauend erörtert die Studie die Rolle und Refinanzierung der verschiedenen Flexibilitätsoptionen zur Flankierung der fluktuierenden Erneuerbaren Energien, die Bedeutung von Must-Run- Anlagen und die Netzinfrastruktur. Abschließend beschreibt die Studie das Erfordernis einer Roadmap für

8 die Transformation des Energieversorgungssystems.

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