Marktintegration, Systemintegration, Systemtransformation das künftige Stromsystem im Zeichen der Erneuerbaren Energien

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1 Marktintegration, Systemintegration, Systemtransformation das künftige Stromsystem im Zeichen der Erneuerbaren Energien Vortrag auf dem 6. BME-Thementag Strategische Energiebeschaffung Frankfurt/M., den 25. März 2014 Prof. Dr. Uwe Leprich Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES)

2 2 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.] Die IZES ggmbh

3 Zur Ausgestaltung des künftigen Stromsystems 3 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

4 Das strompolitische Zieldreieck der neuen Bundesregierung 40-45% Erneuerbare bis 2025 Schnittstelle Bioenergie keine Reduktion bis % KWK bis [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

5 Das künftige Stromsystem Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

6 Das künftige Stromsystem Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

7 7 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.] Derzeit politisch gewollte Flexibilitätsoptionen Netzausbau: Zahlungsstrom durch Netzentgelte Kraft-Wärme-Kopplung: Zahlungsstrom durch KWKG Biomasse: Zahlungsstrom durch EEG Speicher: Zahlungsstrom durch Förderung für PV-Speicher Lastmanagement: Zahlungsstrom durch Lastabschaltverordnung oder Regelenergie

8 Schlüsselfrage der nächsten Jahre Benötigen wir eine wettbewerbliche Plattform, um die Flexibilitätsoptionen gegeneinander antreten zu lassen, und falls ja, wie könnte diese organisiert werden? 8 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

9 Elemente eines zeitgemäßen Systemdesigns für das Stromsystem 9 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

10 Das Design der unterschiedlichen Segmente zur Finanzierung des künftigen Stromsystems soll im Folgenden als Systemdesign bezeichnet werden. Es ist deutlich mehr als ein Marktdesign. 10 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

11 Systemdesign 1: Finanzierung der fluktuierenden erneuerbaren Energien Fluktuierende Erneuerbare Energien 11 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

12 1. These Wir brauchen ein Finanzierungsmodell jenseits der bestehenden Märkte, um das 40/45%-Ziel zu erreichen 12 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

13 Finanzierung von FEE-Anlagen durch die Großhandelsmärkte? Die Börsenpreise sind kontinuierlich gesunken, nicht zuletzt wegen des Merit Order-Effekts und des Preisverfalls bei den CO2-Zertifikatspreisen 13 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

14 Finanzierung von FEE-Anlagen durch die Großhandelsmärkte? Die Marktwerte der FEE-Einspeisung werden mit zunehmendem Ausbau kontinuierlich absinken Quelle: Kopp u.a [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

15 FEE-Anlagen werden sich in einem absehbaren Zeitrahmen nicht über die existierenden Großhandelsmärkte refinanzieren können! 15 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

16 Übrigens: Die Regelenergiemärkte sind auch kein großer Hoffnungsträger! Summe 2012: ca. 1 Mrd. Euro Quelle: Monitoringbericht 2013 Bundesnetzagentur / Bundeskartellamt 16 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

17 Das Spektrum der Finanzierungsmodelle für Erneuerbare Energien Technologieneutrale Finanzierungsmodelle wie das Quotenmodell oder eine technologieneutrale fixe Prämie sind nicht kosteneffizient, führen zu überhöhten Produzentenrenten und bergen zudem das Risiko kostspieliger Technologiesprünge. Sie scheiden daher als sinnvolle Optionen aus. Ausschreibungen sind eine sehr interessante Alternative zur administrativen Festlegung von Vergütungen. Vor ihrer möglichen Einführung sind jedoch noch viele Umsetzungsfragen zu beantworten. Quelle: IZES/BET/Bofinger [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

18 Systemdesign 1: EEG 2.0 Weiterentwicklung des Vergütungssystems schnellere Anpassungsmechanismen stärker differenzierte Vergütungen Vermeidung von Überrenditen stärkere Netzengpasssignale Phys. Wälzung statt Vermarktung von FEE-Anlagen Falls Vermarktung: optionale Direktvermarktung mit gleitender Marktprämie Kombination von Markt- und Kapazitätsprämie für Bioenergieanlagen plus Direktvermarktung Ausschreibungen für Wind-Offshore-Anlagen Ausschreibungen für weitere Technologien sorgfältig prüfen / Akteursvielfalt erhalten 18 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

19 2. These Vermarktungs-/Prämienmodelle haben ihren Preis und zwingen zu Trade-Offs 19 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

20 Abregelung von FEE-Anlagen auf Grund anlagenspezifischer Inflexibilitäten von fossilen und nuklearen Kraftwerken bei Preisen < 0 bei Preisen < - Prämie Aufgabe des absoluten Einspeisevorrangs Kapazitätsprämie Marktprämie 20 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

21 Dämpfung negativer Börsenpreise positiv: Entlastung der EEG-Umlage negativ: Abschwächung von Flexibilisierungssignalen starke Dämpfung schwächere Dämpfung Kapazitätsprämie Marktprämie 21 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

22 Zwischenfazit Direktvermarktung (1) Direktvermarktung von FEE-Anlagen bedeutet Entscheidung für ein Prämienmodell Viele der mit der Direktvermarktung verbundenen Hoffnungen sind bislang unsicher: bessere Prognosen der FEE-Einspeisung eine Vielzahl innovativer Akteure neue Vermarktungsmöglichkeiten und Produkte Viele der mit der Direktvermarktung verbundenen Befürchtungen sind ebenfalls unsicher: Oligopolisierung der Direktvermarktung wenig lukrative Vermarktungsmöglichkeiten, daher hohe Risikoprämien 22 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

23 Zwischenfazit Direktvermarktung (2) Bei allen Modellen kommt es ggü. dem Einspeisevorrang zu einer Zunahme der Abregelung bei FEE-Anlagen Alle Direktvermarktungsmodelle schwächen den Anreiz zur Flexibilisierung der konventionellen Systemelemente Alle Direktvermarktungsmodelle schmälern die Renditen bei den Anlagenbetreibern (falls keine Managementprämie) Die Direktvermarktung führt zu einer teilweisen Übernahme der Kosten aus Inflexibilität der Betreiber auf die Endkunden über gestiegene Risikoprämienanforderungen der FEE Investoren 23 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

24 Das Kapital ist ein scheues Reh Man kann potenzielle Investoren in EE-Anlagen in die Direktvermarktung schicken durch Deckelungen verunsichern durch Vergütungsabsenkungen zur Kosteneffizienz anhalten durch entschädigungsloses Abregeln bei Netzengpässen auf Standortsuche schicken an den Netzausbaukosten beteiligen dazu verpflichten, zusätzliche Backup-Anlagen zu errichten Nur: Am Ende des Tages muss jährlich in mehr als MW EE-Anlagen investiert werden! 24 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

25 Systemdesign 2: Reduzierung der fossil-nuklearen Kraftwerke zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen Fluktuierende Erneuerbare Energien 25 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

26 Systemdesign 2: Reduzierung der fossil-nuklearen Kraftwerke zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen Die netztechnischen Funktionen müssen auf Dauer von EE-Anlagen übernommen werden. FEE-Anlagen sollten wegen ihres Nutzungsvorrangs und ihres hohen Anteils an Investitionskosten im Vergleich zu Betriebskosten systemdienlich ausgelegt werden. Solche operate-and-serve -Lösungen werden gegenwärtig bereits als untergesetzliche Lösungen umgesetzt: Systemdienstleistungsbonus Wind Blindleistungsbereitstellung durch PV-Wechselrichter, 50,2-Hertz- Regelung Flexible Bioenergieanlagen erscheinen besonders geeignet, fossile Mustrun-Kraftwerke zu ersetzen. Die Finanzierung der Systemdienstleistungen erfolgt nach wie vor über die Netzentgelte. 26 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

27 Systemdesign 3: Weiterentwicklung der Dispatchmärkte Fluktuierende Erneuerbare Energien 27 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

28 Systemdesign 3: Stärkere Anpassung der Dispatchmärkte an die FEE Falls Direktvermarktung auch der FEE-Anlagen als sinnvoll angesehen wird: Optimierung der Rahmenbedingungen des day-ahead- Marktes, insbesondere Verkürzung der Fristen zwischen Auktionierung und Lieferzeitpunkten im day-ahead-markt Ermöglichung bzw. Generalisierung von viertelstündlichen Geboten auch im day-ahead-markt Ermöglichung der Teilnahme von FEE-Anlagen an den Regelenergiemärkten 28 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

29 Systemdesign 4: Finanzierung von Flexibilitätsoptionen / Kapazitätsmechanismen Fluktuierende Erneuerbare Energien 29 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

30 Systemdesign 4: Finanzierung von Flexibilitätsoptionen / Kapazitätsmechanismen Verbesserung der Konditionen des KWK-Gesetzes zur Erreichung des 25%-Ziels Flexibilisierung des Bestands der Bioenergieanlagen und seine Finanzierung in einem novellierten EEG Finanzierung von Lastverlagerungen über die Lastabschaltverordnung hinaus Einführung von Kapazitätsmechanismen zur Finanzierung von Leistungsvorhaltung / Minimierung von Mitnahmeeffekten 30 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

31 Systemtransformation ist mehr als Marktintegration 31 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

32 Systemtransformation ist mehr als Marktintegration Flexibilitäten Kap.mechanismen Quelle: IZES/BET/Bofinger 2013 Großhandelsmärkte Regelenergiemärkte Netzausbau/ -intelligenz EE-System-DL 32 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

33 Zur Strompreisentwicklung bei Direktvermarktung und Belastung des Eigenverbrauchs 33 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

34 Stromverbrauch nach Verbrauchergruppen Quelle: BDEW [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

35 Zur Entwicklung der Strompreise der privaten Haushalte Quelle: BDREW [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

36 Zusammensetzung des Strompreises Quelle: VKU [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

37 Zur Entwicklung der Strompreise bei den größeren Gewerbekunden Quelle: DUH [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

38 Zusammensetzung des Strompreises Quelle: BNetzA [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

39 Künftige Auswirkungen auf den Strompreis Verpflichtende Direktvermarktung: führt zu geringeren Margen der Anlagenbetreiber wird (wohl) in der Vergütung aufgefangen (Größenordnung 0,4 ct/kwh) führt damit zu einer leichten Erhöhung (c.p.) der EEG-Umlage Eigenverbrauchsbelastung führt bei Erneuerbaren Energien (v.a. PV) wohl zu keiner Entlastung der EEG-Umlage, eher zum Rückgang des EV führt bei KWK-Anlagen zu einer Entlastung der EEG-Umlage, gefährdet aber die Erreichung der KWK-Ausbauziele und muss dann evtl. durch eine erhöhte Vergütung im KWK-G aufgefangen werden Insgesamt dürften die Auswirkungen von Direktvermarktung und Eigenverbrauchsbelastung auf den Strompreis marginal bleiben. 39 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]

40 40 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.] Entsolidarisierung durch Eigenverbrauch? Eigenverbrauch aktuell rund 25 TWh industrielle KWK-Erzeugung rund 2,5 TWh PV-Eigenverbrauch Eigenverbrauch in der Perspektive rund 40 TWh industrielle KWK-Erzeugung bei Erreichung des Ausbauziels 2020 rund 10 TWh PV-Eigenverbrauch als vorstellbare mittelfristige Perspektive maximal 10% des Bruttostromverbrauchs betroffen gleiche Wirkung wie 10% Stromverbrauchsreduktion Verhält sich der Käufer einer effizienten Kühlanlage auch unsolidarisch?

41 41 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.] Fazit Der Ausbau der Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung ist das wichtigste Element der Energiewende in Deutschland Die fluktuierenden Erneuerbaren Energien Wind und PV werden das künftige Stromsystem prägen und es dadurch umfassend transformieren Diese Systemtransformation ist weit mehr als eine Marktintegration der Erneuerbaren Energien Direktvermarktung fluktuierender erneuerbarer Energien verursacht möglicherweise mehr Kosten als Nutzen Entsolidarisierung durch Eigenverbrauch wirkt stark übertrieben

42 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) Altenkesselerstr. 17, Gebäude A Saarbrücken Tel Fax Homepage 42 [Leprich, 25. März 2014, Frankfurt/M.]