Ein neues Marktdesign für neue Energien ein integrierter Reformansatz für die erneuerbare und die konventionelle Stromerzeugung

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1 Ein neues Marktdesign für neue Energien ein integrierter Reformansatz für die erneuerbare und die konventionelle Stromerzeugung Konferenz auf der E-world Energy & Water 2013 EEG/EnWG Gesamtkonzept für ein stimmiges Marktsystem Dr. Felix Chr. Matthes Essen, 6. Februar 2013

2 Ausgangspunkte für die Weiterentwicklung des Strommarktdesigns (1) Das konventionelle Segment des Stromsystems Das Segment der konventionellen Stromerzeugung bildet für die nächsten zwei Dekaden die zentrale Flexibilitätsoption für den Umbau des Stromversorgungssystems Die heute das System dominierenden Strommengen- (Energy only-) Märkte bilden erkennbar als generelles Phänomen liberalisierter Strommärkte, aber in besonderem Maße im Kontext eines massiven Ausbaus der erneuerbaren Energien keine nachhaltige wirtschaftliche Basis für ein System mit hohem Versorgungssicherheitsniveau Die Herausforderungen kulminieren Mitte bis Ende dieser Dekade Veränderung des Strommarktdesigns, Nachfrageflexibilisierung und Infrastrukturausbau als zentrale Handlungsfelder

3 Konventionelles Segment Herausforderungen durch harte Fakten GW Netto-Kraftwerksleistung Nicht nutzbare Kapazität (fluktuierende Erneuerbare etc.) Wartung und Instandhaltung Ausfälle Systemdienstleistungs- Reserve Versorgungssicherheits- Reserve Stilllegung KKW (gesetzlich vorgeschrieben) Stilllegung konventionell (bisher angemeldet) Inbetriebnahmen (bisher angemeldet) Stilllegung KKW (gesetzlich vorgeschrieben) Stilllegung konventionell (unsicher) Inbetriebnahmen (unsicher) Stilllegung KKW (gesetzlich vorgeschrieben) Stilllegung konventionell (unsicher) Inbetriebnahmen (unsicher) 1. Stilllegungen vermeiden (solange erforderlich) Flexible Neuanlagen ermöglichen (soweit nötig) 3. Demand Response erschließen (größtmöglich) Höchstlastbereich (mit Nachfragemanagement)

4 Ausgangspunkte für die Weiterentwicklung des Strommarktdesigns (2) Das erneuerbare Segment des Stromsystems Das zukünftige Stromversorgungssystem wird kapital-, infrastruktur- und koordinationsintensiv Erneuerbare Energien wie Wind und Solar sind in das heutige Strommarktdesign letztlich nicht großflächig integrierbar Der bisherige Flankierungsrahmen für die regenerative Stromerzeugung war insgesamt in ganz unterschiedlichen Dimensionen sehr erfolgreich kommt aber an seine Grenzen Optimierung von Investitionen und Betrieb auch für erneuerbare Stromerzeugungsoptionen notwendig politische und rechtliche Grenzen einer Ausdehnung des faktischen Cost-plus-Systems jenseits der Nische Preissignale in zukunftsfähiger Struktur müssen auch für erneuerbare Energien an Bedeutung gewinnen In einigen Bereichen drängt die Zeit, wenn zukünftige Kosten für Flexibilisierungs-Nachrüstung begrenzt werden sollen

5 Regeneratives Segment Herausforderungen durch ambitionierte Ziele TWh Main Challenges Take-off, technology, cost cuttings System & market integration Storage System services European Integration Main policies Financial support scheme (FiT) Market design (conventional & renewables & storage) Obligation for network connection Enabling framework for massive infrastructure roll-out (T & D & S) Priority network access European convergence National targets 300 Historical data Binding target (EU) Geothermal Waste (biogenic) 200 Landfill gas Biomass Photovoltaics 100 Wind - offshore Wind - onshore Hydro Source: BReg (2012), Öko-Institut (2012)

6 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Aufgabe: Die anstehende Transformation einer polarisierten Struktur des Energiemarkts EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise Invest, produce & forget Produce & forget about investments Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Zahlungen für Energie Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Welcher Weg dorthin? From vision to transition

7 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Übergangsoption #1 Marktidealisten übernehmen EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise Idealtypische Quotenmodelle o.ä. Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Keine klare Perspektive, Strategische Reserve? Zahlungen für Energie Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Destruktive Revolution: Abriss des EEG & Orientierung auf (sehr) fragwürdige Alternativen

8 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Übergangsoption #2 Marktskeptiker einigen sich mit Marktidealisten EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise Strukturell unveränderte Beibehaltung des EEG solange es (irgendwie) geht Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Abwarten oder Schein- Lösungen (Strategische Reserve etc.) solange es (irgendwie) geht Zahlungen für Energie Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Perspektivlose Ausbeutung der bisherigen Strukturen und (dann) der Große Sprung (nach vorn?)

9 Erneuerbare Energien Konventionelle Energien Übergangsoption #3 Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise (Energie-) Marktpreis- Signale (schrittweise) einführen, Förderung (schrittweise) in Kapazitätszahlungen überführen und lernen! Zahlungen für gesicherte Kapazität Das zukünftige Stromsystem: kapitalintensiv, sehr flexibler Dispatch notwendig Kapazitätsmarkt-Zahlungen (schrittweise und differenziert) einführen und lernen! Zahlungen für Energie Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & Integration

10 Schlüsselfragen für die Gestaltung des neuen Energiemarktdesigns Suggestivfrage: Soll es bei einem liberalisierten System bleiben ohne gebundene Kunden ohne Einkommen auf (regulierter) Cost-plus-Basis Strategische Frage: Welche Rolle sollen dezentrale Entscheidungen zu Investition und Betrieb auf der Basis des Informationsgehaltes relativer Preise spielen In welcher Schrittfolge schnell sollen/können die auf Konvergenz abzielenden Reformen umgesetzt werden? Strommarkt-Integrationsgesetz (StrMIG) 1.0 als nächster Schritt sicher: materiell verfrüht wahrscheinlich: politische Sackgasse EnWG 3.0 und EEG 2.0 als nächster Schritt Einführung und Erprobung der jeweils fehlenden Elemente, Vergrößerung der Chancen für europäische Konvergenz

11 Der Fokussierte Kapazitätsmarkt Robustes Einführungsmodell Gebot Kapazitätszahlung Erfüllungsnachweis Gebot Kapazitätszahlung Erfüllungsnachweis Zuständige Regulierungsstelle Zuständige Stelle 10 2 Versorgungs- sicherheits- Bericht 5 Bestandsanlagen- Auktion 6 Neuanlagen- Auktion 7 Konsultation Präqualifikation Steuerbare Lasten 9 Netz- Entwicklungs- Plan 4 3 Präqualifikation Stilllegungsgefährdete Bestandsanlagen Keine Teilnahme am Kapazitätsmarkt Bestandsanlagen mit hinreichender Deckung der fixen Betriebskosten Präqualifikation Flexible & CO2-arme Neuanlagen Kapazitätsregister 2 Versorgungssicherheitsbericht 3 Differenzierte Produkte 4 Differenzierte Präqualifikation Gebote Gebote Gebote Zahlungen Zahlungen Energy-only- und Regelenergie-Märkte Zahlungen 5 Auktionsmengenfestlegung 6 Auktion (descending clock) 7 Ausgabe der Call-Option 8 Unbeschränkter Einsatz 9 Erfüllungsnachweise 10 Überwälzung

12 Reform des EEG EEG 2.0 Zentrale Elemente Aufgabe des Einheitsmodells PV und Onshore-Wind (in der Lernkurve weit fortgeschritten) Offshore-Wind (am Anfang der Lernkurve) Biomasse (keine wirkliche Lernkurve) Vereinfachung und Bereinigung der Fördertatbestände v.a. bei Biomasse, aber auch bei einer Reihe von Boni Einführung des Preissignals aus dem Strommengenmarkt unterschiedliche Optionen für die verschiedenen Technologiesegmente zu prüfen/diskutieren Ziel: Ablösung der Produktions- durch Wertmaximierung Möglicherweise: Überführung der Förderung in Kapazitätszahlungen (direkt: Biomasse, Geothermie, Wasserkraft, Median der Einspeisung für Wind & Solar) Möglicherweise: Versteigerung der Kapazitätszahlungen für Offshore-Windkraft

13 Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit Dr. Felix Chr. Matthes Energy & Climate Division Büro Berlin Schicklerstraße 5-7 D Berlin