Marktdesign für einen Kapazitätsmarkt Strom

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1 Marktdesign für einen Kapazitätsmarkt Strom Aktualisierte Zusammenfassung München, I 34

2 Ausgangslage und Zweck des Vortrages Die LBD Beratungsgesellschaft hat im Auftrag des Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft von Baden-Württemberg (Umweltministerium) ein Gutachten zur möglichen Ausgestaltung eines zukünftigen Marktdesigns erstellt. Die Landesregierung hat Ziele formuliert, um die Energiewende in Baden- Württemberg voranzubringen und das Land zur führenden Energie- und Klimaschutzregion zu machen. Hierzu gehören neben dem beschleunigten Ausstieg aus der Atomenergie insbesondere die Förderung des Klimaschutzes und der erneuerbaren Energien, die Schaffung von Marktanreizen für Investitionen in Erdgaskraftwerke und KWK-Anlagen, die Unterstützung von Innovationen zum Ausbau von Energienetzen und -speicherung. Das bestehende Marktdesign wurde vor diesem Hintergrund analysiert. Anschließend wurde eine mögliche Ausgestaltung für ein neues Marktdesign erarbeitet. Die Ergebnisse des Gutachtens sollen in diesem Vortrag zusammenfassend vorgestellt werden. Im Rahmen der bisherigen Diskussion um den hier vorgestellten Vorschlag für einen Kapazitätsmechanismus in Deutschland wurden die Argumente weiterentwickelt und geschärft. Diese Weiterentwicklung aus der laufenden Diskussion ist im Anhang dieser Präsentation beigefügt. Zusätzlich erfolgte eine Aktualisierung der Marktanalysen im ersten Kapitel der Präsentation I 34

3 Gliederung 1. Analyse des bestehenden Marktdesigns hinsichtlich der Eignung Investitionsanreize zu setzen 2. Vorschlag für ein zukünftiges Marktdesign 3. Anhang Diskussionsmaterialien: Kernaufgabe der Zukunft, Nationale Kapazitäten, Strategische Reserve, Bestandskraftwerke, Einführungsfahrplan I 34

4 Thesen und Ziele für den heutigen Termin ǁ Das heutige Marktdesign ist nicht in der Lage die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Es wird ein neues Marktdesign benötigt. ǁ Bei der herrschenden Wettbewerbsintensität können Investitionsanreize aus dem bestehenden Marktdesign nicht dauerhaft und nicht rechtzeitig bereitgestellt werden. ǁ Um Investitionen in neue Kapazitäten anzureizen, wird ein neues Marktdesign benötigt. Ein Konzept für dieses Marktdesign wird in diesem Vortrag vorgestellt. ǁ Es wird gezeigt, dass ein Kapazitätsmarktmechanismus für Verbraucher die günstigere Alternative ist I 34

5 01 Analyse des bestehenden Marktdesigns hinsichtlich der Eignung Investitionsanreize zu setzen I 34

6 Entwicklung der Erzeugermargen von Steinkohle- und GuD- Kraftwerken Betreiber von alten Bestandskohlekraftwerken sowie von Gaskraftwerken können aktuell kaum ihre fixen Betriebskosten decken. Höhere Margen in 2006/2007 oder 2008/2009 sind nicht fundamental durch Knappheitspreissignale begründet, sondern beruhen auf Ungleichgewichten in der Marktmacht zwischen Anbietern und Nachfragern. Hohe Wettbewerbsintensität ist ein bedeutendes ordnungspolitisches Ziel bei der Liberalisierung der Energiemärkte. Das bestehende, auf Grenzkostenwettbewerb basierende Marktmodell schafft keine verlässlichen Rahmenbedingungen für Investitionen in die Erneuerung des deutschen Kraftwerksparks. Die Grafik stellt die Entwicklung der Erzeugermargen verschiedener typischer Referenzkraftwerke dar. Die Preise für Strom, Brennstoffe und CO 2 -Zertifikate ändern sich täglich. Für jeden Handelstag wird die Marge einer Stromlieferung im Folgejahr berechnet. Aus dieser Marge muss der Kraftwerksbetreiber seine fixen Kosten und seinen Gewinn decken. 1) Die Einführung des Emissionshandels wurde genutzt, um über die Einpreisung der CO 2 -Zertifikate hinaus die Margen im Erzeugungssektor signifikant zu erhöhen. 2) Mit dem Einbruch der CO 2 -Preise am Ende der 1. Handelsperiode brachen auch die Margen ein. 3) Mit der Rohstoff-Hausse 2008 erreichten auch die Margen wieder Höchstniveau. 4) Mit der anschließenden Wirtschaftskrise sind Rohstoffpreise und Strommargen deutlich Euro/kW(el) Einführung Emissionshandel 1 Einbruch CO 2 - Preise 2 Rohstoff- Hausse eingebrochen. Seit 2008 haben sich die Margen halbiert. Die Ereignisse von Fukushima haben nur zu einer geringen Verbesserung der Margen geführt. Ursache sind Überkapazitäten und zunehmende Erzeugung aus erneuerbaren Energien mit der Folge intensiven Wettbewerbs unter den Kraftwerksbetreibern. Die geringen Margen von Erdgaskraftwerken resultieren aus niedrigen CO 2 -Preisen aufgrund einer Überallokation im europäischen Zertifikatehandel. Ein fairer CO 2 -Preis auf Basis des Fuel-Switch-Konzepts müsste bei Euro/t liegen und würde auf Kosten älterer Kohlekraftwerke die Margen der dargestellten GuD-Kraftwerke verbessern. Die gegenwärtigen Preise von 6 7 Euro/t sind angesichts der hohen Überallokation nur durch Spekulation zu erklären. Fundamental müsste der Preis auf Null fallen. Verdrängungswettbewerb 4 Post Fukushima Fixkosten Steinkohlekraftwerk Neu Fixkosten GuD-Kraftwerk Clean-Spark-Spread GuD-Kraftwerk (58% Hu) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (45%) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (39%) Clean-Dark-Spread Steinkohlekraftwerk (34%) Quelle: EEX, Reuters, LBD-Analysen; Stand: I 34

7 Preisspreads im Spotmarkt Die Grafiken zeigen beispielhaft für die zweiten Halbjahre der Jahre 2008 und 2011 Punktwolken aus vertikaler Netzlast und zeitgleichem Spotmarktpreis. Preise oberhalb von 160 Euro/MWh im Jahr 2008 werden zugunsten der Skalierung nicht dargestellt. Dabei weisen die Punktwolken der Jahre 2011 und 2010 (nicht dargestellt) eine ähnliche Preisstruktur auf und unterscheiden sich lediglich etwas durch eine geringere minimale Netzlast im Jahr Während im zweiten Halbjahr 2008 bei gleicher Nachfrage eine enorme Preisspreizung in den Spotmarktpreisen erreicht wurde, war demgegenüber die Preisspreizung im zweiten Halbjahr der Jahre 2010 und 2011 nur noch geringfügig. Die Volatilität ist zurückgegangen. Die Grafiken legen nahe, dass 2008 von Spekulation und Ausübung von Marktmacht und 2011 von intensivem Wettbewerb geprägt waren. Höhere Preisspreizungen bei gleicher Nachfrage zeugen von geringerer Wettbewerbsintensität. Spot-Preise EEX über vertikale Netzlast 2. HJ 2008 Spot-Preise EEX über vertikale Netzlast 2. HJ 2011 Höhere Margen in 2006/2007 oder 2008/2009 sind nicht fundamental durch Knappheitspreissignale begründet, sondern beruhen auf Ungleichgewichten in der Marktmacht zwischen Anbietern und Nachfragern. Quelle: EEX, 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW; Stand: I 34

8 Wirtschaftlich getriebene Kapazitätsreduktion Aus wirtschaftlichen Gründen sind nach ersten Schätzungen derzeit ca. 7,5 14,5 GW Kraftwerksleistung von einer Stilllegung bedroht. Insbesondere Erdgasdampfkraftwerke werden in den nächsten Jahren wegen mangelnder Deckungsbeiträge spätestens bei anstehenden Retrofitmaßnahmen stillgelegt. Die Überführung der von Stilllegung bedrohten Kapazitäten in eine strategische Reserve würde das intransparente Marktsegment nach 13 EnWG weiter zu einem Schattenmarkt ausbauen. Hohe Wettbewerbsintensität, eine extrem flache Merit Order und ein wachsendes Aufkommen an erneuerbaren Energie drücken die Erzeugermargen konventioneller Kraftwerke. Konventionelle Kraftwerke mit geringen Wirkungsgraden und geringen Blockgrößen im bestehenden Kraftwerkspark erreichen ihre Wirtschaftlichkeitsgrenze (mindestens Deckung der fixen Betriebskosten und Amortisation von Instandhaltungsmaßnahmen). Nach unseren Einschätzungen sind ökonomisch motivierte Stilllegungen von 7,5 bis 14,5 GW bis zum Jahr 2014 zu erwarten. Euro/MWh(el) I 34 h Wasser Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Öl Pumpspeicher Stilllegungsbedrohte Steinkohle Stillegungsbedrohte GuD 50 0 Bei Fuel-Switch stillegungsbedr. Steinkohle Dargestellt ist die deutsche Merit Order auf Basis von Marktpreisen (Mittelwerte März 2012, Frontjahr). Gleichzeitig ist die vertikale Netzlast als Maßstab für die Nachfrage aufgetragen (blaue Linie). Kraftwerke am rechten Rand der Merit Order werden nur selten eingesetzt und können im beim herrschenden Wettbewerb mit sehr geringen Margen in diesen wenigen Einsatzstunden ihre fixen Betriebskosten nicht decken. Diese Kraftwerke sind deshalb aus wirtschaftlichen Gründen von Stilllegung bedroht. 1. Ein Sonderfall sind die Erdgas-GuD-Kraftwerke (türkis). Diese liegen aufgrund des Versagens des europäischen Zertifikatehandelssystems zu weit rechts in der Merit Order. 2. Ein Eingriff der EU zur Verknappung von Zertifikaten wird diese Anlagen weiter nach links verschieben. Im Gegenzug werden zusätzliche Steinkohlekraftwerke (dunkelgrau) unter Druck geraten. 3. Kleine Steinkohlekraftwerke (dunkelrot) haben sehr hohe Fixkosten und gleichzeitig eher niedrige Wirkungsgrade. In der gegenwärtigen Margensituation dürften ca. 5 GW Steinkohlekraftwerksleistung von Stillegung bedroht sein. Mit einem Markteingriff in den CO 2 -Zertifikatehandel könnte diese Zahl auf bis zu 8 GW steigen. 4. Alte Erdgasdampfkraftwerke und ölgefeuerte Kraftwerke (grün und gelb) werden aufgrund der Marktsituation nachhaltig nicht in der Lage sein ihre Fixkosten zu decken. Hier sind bis zu 5 GW in Erdgasdampfkraftwerken und bis zu 1,5 GW Leistung in ölgefeuerten Kraftwerken bedroht. Diese Anlagen sind nicht in der Lage die Fixkosten der Gasbeschaffung zu decken, leisten deshalb keinen Beitrag zu sicheren Stromversorgung. (Netzentgelte und Strukturierungskosten). Quelle: Platts, BNetzA, EEX, 50Hertz, Amprion, TenneT, EnBW, LBD-Analyse; Preisstand: März 2012

9 Knappheitspreise und Investitionsanreize Bei vollständigem Atomausstieg würden nur in wenigen Stunden Knappheitspreise herrschen. Unter Berücksichtigung der in Bau befindlichen Kraftwerke gäbe es noch seltener Knappheitspreise. In einem grenzkostenbasierten Markt mit hoher Wettbewerbsintensität ist ein ausreichend hohes und nachhaltiges Preissignal nicht zu erwarten. Die rechte Grafik zeigt die Merit Order der Kraftwerke im deutschen Übertragungsnetz bei einem Totalausstieg mit aktuellem Zubau. Im Nachfragebereich zwischen ca. 28 GW bis 48 GW zeigt die Grafik lediglich einen Anstieg der Grenzkosten um ca. 10 Euro/MWh. Die Szenarien der Bundesnetzagentur und der Übertragungsnetzbetreiber sehen in allen Varianten einen Netto-Ausbau der konventionellen Erzeugung um ca. 10 GW vor. Die Bundesnetzagentur geht über die in Bau befindlichen Kraftwerke von einem weiteren Zubaubedarf von 16,6 GW aus um den bis 2022 erwarteten Rückbau von 29,5 GW auszugleichen. Weiterhin wird von der BNetzA der herausragende Zubaubedarf in Süddeutschland unterstrichen. Die BNetzA führt aus:»in diesem Zusammenhang könnte es erforderlich werden, über Allokationsanreize für den Neubau dargebotsabhängiger Kraftwerksleistungen in Süddeutschland nachzudenken.«aus dem bestehenden Marktdesign heraus sind weder Investitionsentscheidungen noch die korrekte regionale Allokation zu erwarten. Totalausstieg Atomausstieg mit aktuellem Zubau Euro/MWh h Euro/MWh h Euro Euro 140/ MWh MWh Nachfrage Nachfrage Euro MWh (vertikale Netzlast 2011) (vertikale Netzlast 2011) 140, , , , ,00 120, ,00 110,00 110,00 100, , ,00 80, , ,00 70,00 Grenzkosten Grenzkosten ,00 60,00 des Systems: 60 des Systems: 50,00 52, , ,64 40,00 40,00 30, ,00 20,00 20, ,00 10, ,00 0, GW GW Wasser Wasser Wasser Kernenergie Kernenergie Kernenergie Steinkohle Steinkohle Steinkohle Braunkohle Braunkohle Braunkohle Erdgas Erdgas Erdgas Öl Öl Öl Pumpspeicher Pumpspeicher Pumpspeicher Steinkohle Steinkohle in in Bau Bau Steinkohle in Bau Braunkohle Braunkohle in in Bau Bau GuD GuD in in Bau Bau zusätzliche zusätzliche GuD GuD Braunkohle in Bau GuD in Bau zusätzliche (Ersatz Kernenergie) GuD (Ersatz Kernenergie) Quelle: BNetzA, Platts, EEX, 50Hertz, (Ersatz Amprion, Kernenergie) TenneT, EnBW, LBD-Analyse; Preisstand: März I 34

10 Preissignale im bestehenden Marktdesign Der Großhandelsmarkt gibt Preissignale für seinen liquiden Zeitraum von 2 bis 3 Jahren. Die Projektentwicklungszeit für neue Kraftwerke beträgt 4 bis 5 Jahre, die Amortisationszeit weitere 15 bis 30 Jahre. Preissignale aus dem Großhandelsmarkt eignen sich nicht als Indikator für einen Investitionsbedarf. Zeigte der Großhandelsmarkt einen Investitionsbedarf an, kann dieser innerhalb eines 2- bis 3- Jahreszeitraums nicht realisiert werden. Das bestehende Marktdesign bedeutet langfristig ein systemisches Risiko für die Versorgungssicherheit. Kraftwerksinvestoren benötigen für ihre Investitionsentscheidung eine Markteinschätzung für die Zukunft. Diese Markteinschätzung muss den gesamten Investitionszeitraum abdecken. Das bestehende Marktdesign kann dies nicht leisten. 1) Der Großhandelsmarkt ist nur für 2 bis 3 Jahre im Voraus liquide und kann keine längerfristigen Preissignale bereitstellen. 2) Die Realisierung neuer Kraftwerke benötigt eine Projektdauer von 4 bis 5 Jahren. Dem Investor steht somit kein Preissignal für die Betriebsdauer des Kraftwerks zur Verfügung. 1 2 Liquider Markt 2 3 Jahre Projektentwicklung und Bauzeit 4 5 Jahre Markt und Projektrealisation 3 Amortisationszeit Jahre Zeitablauf 3) Für die Amortisationszeitraum der Investition stehen dem Investor lediglich Modellrechnungen zur Verfügung. Selbst wenn der Großhandelsmarkt ausreichende Knappheitspreise und somit Investitionsanreize bereitstellt, verbleibt aufgrund der langen Projektrealisierung ein Risiko für die Versorgungssicherheit. Durch den Neubau von Kraftwerken verschwinden Knappheitspreise aus dem Markt. Ein dauerhaft ausreichendes Preisniveau, um die Wirtschaftlichkeit neuer Kapazitäten zu gewährleisten, ist deshalb nicht zu erreichen. Wirkung neuer Kraftwerke auf die Merit Order Euro/MWh Neue Kraftwerke GW Neubaukraftwerke Merit Order Merit Order mit neuen Kraftwerken I 34

11 Erneuerbare Energien, Konventionelle Erzeugung und Netzinfrastruktur Die Infrastrukturen Netz, erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke stehen in direkter Abhängigkeit zueinander. Die derzeitige Netzentwicklungsplanung fußt auf drei statischen Annahmen (Szenarien) für den Ausbau von erneuerbaren Energien und Kraftwerken. Dieses Vorgehen sucht nicht nach einen effizienten Gesamtsystem sondern nach einem Netzausbau, der bestimmte Erzeugungsszenarien ermöglichen soll. Alle Szenarien setzen den Neubau konventioneller Kraftwerke (A Steinkohle, B und C GuD) voraus (Nettoleistungszuwachs gegenüber 2010), ohne dass hierfür Investitionsanreize bestehen Im Energiemarkt bestehen Wechselwirkungen aus konventioneller Erzeugung, dem Ausbau der erneuerbaren Energien und dem Ausbau der Netzinfrastruktur. Es ist eine komplexe Aufgabe diese Elemente gesamtwirtschaftlich vor dem Hintergrund der Energiewende zu optimieren. Der Netzentwicklungsplan geht dabei von einem Szenario für konventionelle Erzeugung und einem Ausbau erneuerbarer Energien aus und ermittelt aus dieser Grundlage die benötigte Netzinfrastruktur. Der Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan geht davon aus, dass ein Nettozubau von Disponible Erzeuger Synchronisation Speicher steuerbare Lasten Netzausbau Erneuerbare Energien konventionellen Energieträgern erfolgt. Das Szenario A bildet dabei weitgehend den aktuellen Zubau ab. Szenario A ist für eine zukunftsgerichtete Diskussion nicht geeignet, da es die Ziele der Bundesregierung nicht erreicht. Deshalb wird das Szenario in nachstehender Tabelle nicht mehr aufgeführt. Der Erhalt der bestehenden Steinkohlekraftwerkskapazitäten erscheint im aktuellen Marktumfeld unwahrscheinlich. Um die Szenarien B und C zu realisieren werden noch weitere GuD-Neubauprojekte (ca. 6 GW) benötigt. Im aktuellen Marktumfeld sind Neubauprojekte in diesem Umfang ausgeschlossen. Szenariorahmen ÜNB Inst. Nettoleistung konventionelle Kraftwerke (GW) Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Pumpspeicher Öl Sonstige Inst. Nettoleistung erneuerbare Energien (GW) EE-Anteil an Bedarfsdeckung Ref ,9 20,3 20,2 25,0 24,0 6,3 3,0 3,0 Szenarien B ,2 0,0 18,5 25,1 31,3 9,0 2,9 2,3 C ,2 0,0 18,5 25,1 31,3 9,0 2,9 2,3 56,3 129,8 149,0 17% ca. 49% ca. 60% Quelle: BNetzA; Netzentwicklungsplan I 34

12 Netzausbau oder Windkraft im Süden Kosteneffizienz von Netz- und EEG- Ausbau Szenario Trassenlänge Übertragungsleistung NEP 2012 LBD-Indikation Gesamtkosten Spez. Kosten Spez. Kosten (20% Verkabelung) B22 DC km MW 6,5 Mrd. Euro 650 /kw /kw C22 DC km MW 10 Mrd. Euro 555 /kw 900 /kw B32 DC km MW 14 Mrd. Euro 500 /kw 999 /kw Ein Investitionsrahmen, der eine teilweise Verkabelung nicht berücksichtigt, ist realitätsfern und vermittelt für die weitere Beurteilung des NEP ein falsches Bild. Der Netzentwicklungsplan analysiert nicht die Effizienz der Netzausbaumaßnahmen im Verhältnis zu anderen Maßnahmen zur Herstellung von Versorgungssicherheit und zum Erreichen der Klimaschutzziele, wie z.b. die Errichtung verbrauchsnaher Kapazitäten. Es bedarf eines Iterationsschrittes im Prozess des NEP, der die Kosten von Transportkapazitäten gegenüber einer verbrauchsnahen Allokation von Kapazitäten disponibler Kraftwerke, Speicher und steuerbarer Lasten nach Effizienzkriterien verbessert. Die Investitionsbandbreiten betragen über die Szenarien 20 bis 27 Mrd. Euro. Sie berücksichtigen keine Verkabelung von Trassen. Bei einem Verkabelungsgrad von 20 % schätzen wir überschlägig eine Investitionsbandbreite von 36 bis 49 Mrd. Euro. Der Netzausbau sieht im Grundsatz zwei unterschiedliche Maßnahmenpakte vor: Ertüchtigung und Ausbau des vorhandenen Höchstspannungsnetzes mit einem Investitionsbedarf von rund 13,75 Mrd Euro und die Errichtung von vier Gleichstromtransporttrassen, die Strom von Nord nach Süd transportieren. Der Netzentwicklungsplan benennt als wesentlichen Treiber für den Ausbau der Gleichstromkorridore den Ausbau der Windkraft Off-shore und On-shore in Norden und den sich daraus ableitenden Transportbedarf nach Süden. Bisher ist unklar, welche Investitionen überwiegend der Versorgungssicherheit dienen, z.b. Süddeutschland besser in das Übertragungsnetz zu integrieren und welche Investition überwiegend dem Klimaschutz dienen, z.b. den Transportbedarf der Windstromerzeugung im Norden nach Süden decken. Die Investitionen in die Gleichstromkorridore erfordern Investitionsmittel in Höhe von Euro/kW ohne Verkabelung und bis Euro/kW (Schätzung) bei 20 % Anteil an Verkabelungen. Quelle: Netzentwicklungsplan I 34

13 Entwicklung erneuerbarer Energien und Nachfrage nach konventioneller Erzeugung Im Szenariorahmen für zukünftige Netznutzungssituationen sind drei Szenarien für den Ausbau der erneuerbaren Energien für die nächsten 10 Jahre bis 2022 enthalten. Das 50Hertz Übertragungsnetz gibt bereits heute einen Eindruck für die Herausforderungen, die aus dem Ausbau der erneuerbaren Energien entstehen. Der Flexibilitätsbedarf muss zukünftig in einem transparenten (Intraday-)Marktsegment beschafft werden. Gleichzeitig werden weiterhin konventionelle Kraftwerke als Backup bzw. flexible Ergänzung bei geringen Aufkommen von Wind- und Solarstrom benötigt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien wird dazu führen, dass konventionelle Erzeuger immer weniger Betriebsstunden erreichen. Nachhaltig ausreichende Deckungsbeiträge auf die Fixkosten von konventionellen Kraftwerken werden so nicht möglich sein. Einhergehend mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien sinkt die durch konventionelle Großkraftwerke zu deckende Nachfrage (elektrische Arbeit zur Deckung der vertikalen Netzlast). Die vertikale Netzlast im Netzgebiet 50 Hertz im Jahr 2011 ist beispielhaft für die Entwicklung in ganz Deutschland bis Bestandskraftwerke verlieren ihr Geschäftsmodell. Nicht mehr Grund-, Mittel- und Spitzenlastdeckung sind die Vermarktung sondern zukünftig die flexible Ergänzung (ökonomisch wie technisch) erneuerbarer Energien durch konventionelle Kraftwerke. Das bestehende Marktdesign gewährleistet keine zuverlässige Grundlage für den Erhalt der bestehenden Versorgungssicherheit bei starken Ausbau der erneuerbaren Energien. Eingriffe nach 13.1 EnWG im Netzgebiet 50 Hertz GW Eingriffe nach EnWG 13.1 Vertikale Netzlast GWh / Tag Entwicklung der Nachfrage nach konventioneller Erzeugung Nachfrage Übertragungsnetz (vertikale Netzlast) 2005 Nachfrage Übertragungsnetz (vertikale Netzlast) 2008 Nachfrage Übertragungsnetz (vertikale Netzlast) 2010 Nachfrage Übertragungsnetz (vertikale Netzlast) 2011 LBD-Prognose 2020 (Basis NEP Länderszenario) Quelle: 50Hertz, TenneT, Amprion, EnBW, BMU, BNetzA Szenariorahmen Netzentwicklungsplan 2012; LBD-Analysen Stand: I 34

14 Ergebnisse der Marktsimulation des NEP Nachfrage nach konventioneller Erzeugung Die Marktsimulationen im Rahmen des Netzentwicklungsplans zeigen deutlich die Herausforderungen vor denen der konventionelle Erzeugungspark steht. Sogar für Braunkohlekraftwerke werden die Anforderungen an die Flexibilität steigen. Der zuverlässige Betrieb von Kohlekraftwerken mit einem oder mehreren Starts pro Tag (!) statt üblich ein bis zwei Starts pro Woche, ist technisch unmöglich. Grundlage für die Ableitung des Transportbedarfs aus den Szenarien ist eine Marktsimulation, die den Anteil der erneuerbaren Energien (Vorrang) und der konventionellen Kraftwerke einschließlich Pumpspeicher an der Deckung des Verbrauchs prognostiziert. Als Verbrauch ist in Bezug auf alle Szenarien ein Bedarf von 535,4 TWh bei einer Höchstlast von MW mit der Auslastung von Vbh des Gesamtsystems unterstellt. Bei einer Auslastung konventioneller Kraftwerke im Mittel von Vbh und weniger, von Steinkohlekraftwerken mit Vbh und weniger ist eine Deckung der operativen Kosten (Opex) aus den Margen des Energy-only-markets für die weitüberwiegende Anzahl der Kraftwerke ausgeschlossen. Lediglich Braunkohlekraftwerke, mit extrem niedrigen Grenzkosten und deshalb überdurchschnittlichen Benutzungsstunden werden ihre Opex decken können. Ein Kapazitätsmarktmechanismus, der Bestandskraftwerke mit einschließt ist zum erhalt der Versorgungssicherheit in Deutschland unverzichtbar. Der zuverlässige Betrieb von Kohlekraftwerken mit einem oder mehreren Starts pro Tag (!) statt üblich ein bis zwei Starts pro Woche, ist technisch unmöglich. Die Folge ist, dass selbst ökonomische Anreize aus einem Kapazitätsmarktmechanismus nicht verhindern werden können, dass Kohlekraftwerke aufgrund der nicht erfüllbaren Anforderungen an ihre technische Flexibilität aus dem Markt treten werden. Leistungen Energiemengen Vollbenutzungsstunden* Szenario B & C 2022 B 2032 B 2022 C 2022 B 2032 B 2022 C 2022 B 2032 Braunkohle 18,5 GW 13,8 GW 148,4 TWh 127 TWh 67,6 TWh h h h Steinkohle 25,1 GW 21,2 GW 99,2 TWh 53,2 TWh 24,4 TWh h h h Erdgas 31,3 GW 40,1 GW 47,2 TWh 41,3 TWh 40,6 TWh h h h Öl 2,9 GW 0,5 GW 1,0 TWh 1,1 TWh 1,1 TWh 345 h 379 h h Sonstige konventionelle 2,3 GW 2,7 GW 7,6 TWh 7,6 TWh 9,4 TWh h h h Konventionell Gesamt 80,1 GW 78,3 GW 303,4 TWh 230,2 TWh 143,1 TWh h h h *Analyse LBD Quelle: Netzentwicklungsplan I 34

15 Geschäftsmodell der Zukunft Synchronisation von Angebot und Nachfrage In Zukunft werden erneuerbare Energien zunehmend den Erzeugungssektor bestimmen. Die Energieerzeugung wird zunehmend fixkostengetrieben sein. Um den Energiebedarf der Verbraucher zuverlässig zu decken braucht es eine Integration der Nachfrage und der dargebotsabhängigen Erzeugung aus erneuerbaren Energien. Die hierfür notwendige Flexibilität von Kapazitäten wird durch einen Technologienmix aus disponiblen Erzeugern, Speichern und steuerbaren Lasten bereitgestellt. Für einen wirtschaftlichen Betrieb dieser Technologien gibt es heute kein verlässliches Geschäftsmodell. Eine Marktreform muss zum Ziel haben die Synchronisation von Angebot und Nachfrage langfristig zu sichern und ein Geschäftsmodell für die benötigten flexibel einsetzbaren Kapazitätsarten bereitzustellen. Der erforderliche Technologiemix muss in einem marktbasierten Innovations- und Effizienzwettbewerb ermittelt werden. Die Herausforderung der Zukunft in einem fixkostengetriebenen Erzeugungsmarkt wird die Synchronisation von Angebot und Nachfrage sein. Erneuerbare Energien (Dargebotsabhängige Einspeisung) Übertragungs- und Verteilnetze Intelligentes Netz Nicht disponible Verbraucher Das gegenwärtige Marktdesign bietet für die erforderlichen Technologien kein verlässliches Geschäftsmodell. Disponible Erzeuger Eine Marktreform muss zum Ziel haben ein Geschäftsmodell für flexible Kapazitätsarten zu schaffen, die für die Synchronisation von Angebot und Nachfrage benötigt werden. steuerbare Lasten Angebot Angebot Synchronisation Bedarf Speicher I 34

16 02 Vorschlag für ein zukünftiges Marktdesign I 34

17 Ziele des Anreizsystems zur Errichtung von neuen Kapazitäten Der Strommarkt ist ein künstlicher Markt. Die Marktregeln oder neudeutsch das Marktdesign ist von Ordnungspolitikern geschaffen. Das Marktdesign muss so ergänzt werden, dass die Kapazitäten beschafft werden, die erforderlich sind, um die Versorgungssicherheit herzustellen. Das zukünftige Marktdesign ist vor dem Hintergrund der Anforderungen der Investoren und der ordnungspolitischen Zielsetzungen zu gestalten. Die Ziele sind zeitlich nicht gleichsam prioritär. In der erste Stufe müssen neue Kapazitäten geschaffen werden, um das Niveau der Versorgungssicherheit auch nach dem Atomausstieg sicher zu stellen. Die Liberalisierung des Strommarktes hat die Marktrollen der Erzeugung und des Netzes getrennt. Kraftwerke stehen im Wettbewerb. Ob ein Kraftwerk neu errichtet, betrieben oder stillgelegt wird, entscheidet der Betreiber nach seinem ökonomischen Ermessen. Wenn die Markpreise einen wirtschaftlichen Betrieb von Kraftwerken nicht ermöglichen, werden keine neuen Kraftwerke errichtet und unwirtschaftliche Kraftwerke stillgelegt. Der Markt ist nicht der Anwalt der Versorgungssicherheit. Versorgungssicherheit herzustellen gehört innerhalb des europäischen und unseres nationalen Regulierungskonzepts zu den Aufgaben des Netzbetreibers. Er hat eine Netzausbauverpflichtung, er beschafft Regelenergie und er greift in Markt, Netze und Verbrauch ein, soweit die Versorgungssicherheit gefährdet ist. Nicht geregelt sind die Instrumente zum Erhalt der Versorgungssicherheit, wenn nicht genügen Kraftwerkskapazitäten von Investoren und Betreibern bereit gestellt werden. Der Netzbetreiber kann den Kraftwerksbetreiber nicht anweisen, ein neues Kraftwerk zu bauen oder auf die Stilllegung eines bestehenden Kraftwerks zu verzichten. Ordnungspolitische Zielsetzung ist es, die Versorgungssicherheit innerhalb des komplexen Verbundes von Maßnahmen der Energiewende zu erhalten, die Wettbewerbsintensität auf den Spot- und Regelenergiemärkten zu erhalten, Potenziale des Innovations- und Effizienzwettbewerbs zwischen den Kapazitätsarten zu erschließen und das Erreichen der Klimaschutzziele zu sichern. Die derzeitigen Ziele und Regelungen innerhalb der europäischen Emissionshandelssystems schaffen nicht ausreichend Anreize die Bestandskapazitäten so zu erneuern, dass die Klimaschutzziele langfristig erreicht werden können. Die darüber hinaus erforderlichen Anreize, um neue Kapazitäten zu errichten, könnten auch über einen Kapazitätsmechanismus geschaffen werden, müssten aber in diesem Fall über die Bandbreite des bestehenden Instrumentariums (EEG, KWKG) koordiniert werden. Denkbar ist es, alle Instrumente in einem Kapazitätsmarkt zu integrieren und so Entgelte nicht über Benchmarks sondern stets im Wettbewerb (Kapazitätsauktion für neue KWK- Anlagen und regenerative Stromerzeugung) zu bestimmen. Es ist nicht Ziel des Kapazitätsmarktes, die Rentabilität von Bestandskraftwerken (einschließlich von Kraftwerken, deren finale Investitionsentscheidung bereits getroffen worden ist) zu fördern. Die Schaffung eines mittelfristigen Termin- Kapazitätsmechanismus mit ausreichend Anreizen zur Vermeidung von Stilllegungen (Deckung fixe Betriebskosten alter ineffizienter Kraftwerke) dient nur dem Erhalt der Versorgungssicherheit I 34

18 Was sind Kapazitäten und wie können sie in einen Innovationsund Effizienzwettbewerb gestellt werden? Bei der Kapazitätsplanung muss zwischen den Kapazitätsarten Kraftwerken, Speichern und steuerbaren Lasten differenziert werden. Die sich aus dem Atomausstieg ergebene Unterkapazität in Süddeutschland wird überwiegend durch Kraftwerke, aber auch zu Teilen durch Speicher und steuerbare Lasten zu decken sein. In Regionen mit Überkapazitäten werden keine neuen Kraftwerke benötigt, sondern Speicher und steuerbare Lasten nachgefragt werden. Der Bereich des Kapazitätsbedarfs, der durch zwei oder drei unterschiedliche Kapazitätsarten gedeckt werden kann, sollte in einem, die Kapazitätsarten übergreifenden, Innovations- und Effizienzwettbewerb gestellt werden. Unter Kapazitäten sind sowohl die Bereitstellung von Leistung als auch die Reduzierung von Last zu verstehen. Diese Kapazitäten können durch die Kapazitätsarten Kraftwerke, Speicher und steuerbare Lasten bereitgestellt werden. Die unterschiedlichen Technologien haben unterschiedliche Fähigkeiten Leistung bereitzustellen und/oder Last zu reduzieren. Das Gesamtsystem (bei wesentlichem Anteil erneuerbarer Energien) erfordert alle drei Kapazitätsarten, weil sich die Kapazitätsarten nicht uneingeschränkt gegenseitig substituieren. Über alle drei Technologien gibt es eine Schnittmenge von Kapazitäten, die durch alle angeboten werden können. Die Schwierigkeit besteht darin, die unterschiedlichen technischen Funktionalitäten zur Bereitstellung der Kapazitäten der Höhe und der Dauer nach, und die unterschiedlich langen Planungs- und Amortisationszeiträume so zu synchronisieren, dass ein Kapazitätsprodukt nachgefragt wird, welches durch alle Kapazitätsarten gleichermaßen bereitgestellt werden kann und dadurch ein Technologien übergreifender Innovations- und Effizienzwettbewerb ermöglicht wird. Dies wird in nebenstehender Grafik schematisch dargestellt. Unterschiedliche Planungs- und Amortisationszeiträume können die größte Hürde darstellen. Während in der Industrie steuerbare Lasten sich binnen 3 bis 5 Jahren amortisieren müssten und i.d.r. vertragliche Verpflichtungen nur mittelfristig eingegangen werden, sind Amortisationszeiträume für Kraftwerke mindestens 15 Jahre oder Pumpspeicher mindestens 25 Jahre. Dies erschwert die effiziente Synchronisation. Grundsätzlich stellen auch Leitungen, Kupplungen und andere Netzsystembestandteile in Übertragungsnetzen Kapazitäten dar. Deshalb ist ein Effizienzwettbewerb zwischen steuerbare Lasten, Speichern und Übertragungsnetzkapazitäten zur Systemoptimierung beim Transport regenerativen Stroms von der Erzeugung zum Verbrauch erforderlich. Mögliche Einsatzdauer/Tag Tage Stunden 0 ¼-Stunden GuD-Anlagen, Stromnetzinfrastruktur Virtuelle Kraftwerke auf Basis Mini-BHKW Pumpspeicherkraftwerke Steuerbare Lasten E-Mobil-Batterien Abstand zwischen zwei Einsätzen 0 ¼-Stunden Stunden Tage I 34

19 Welcher Kapazitätsbedarf besteht? Die aufgrund des Atomausstiegs zur Beibehaltung der bestehenden Versorgungssicherheit neu zu errichtenden Kapazitäten sollten so flexibel sein, dass sie geeignet sind, Erzeugung aus erneuerbaren Energien zu ergänzen, die Lastverhältnisse im Übertragungsnetz berücksichtigen sowie hocheffizient und schadstoffarm sein, um einen Beitrag zum Erreichen der Klimaschutzziele zu leisten. Zur Vermeidung von Versorgungsrisiken aufgrund wirtschaftlich bedingter Stilllegungen ist kurzfristig auch der Erhalt älterer ineffizienter Kraftwerke erforderlich. Die Merit Order des deutschen Kraftwerksparks (Bestand inkl. der in Bau befindlichen Kraftwerke) zeigt, dass genügend Kraftwerkskapazität besteht, um die Nachfrage im Übertragungsnetz zu decken. Zusammen mit dem Atomausstieg besteht kein Spielraum für wirtschaftlich begründete Stilllegungen. Die qualitative Darstellung der Lastverhältnisse zeigt, dass vor Abschluss des Übertragungsnetzausbaues in Nord- und Ostdeutschland Überkapazitäten bestehen werden und in Süddeutschland Kapazitäten fehlen. Die Karte zeigt grob die Kapazitätsscheide zwischen den Räumen. Es ist eine Mechanismus zur Feststellung und Beschaffung benötigter Kapazitäten mit regionaler Differenzierung notwendig. In Räumen mit Überkapazitäten besteht ein zusätzlicher Kapazitätsbedarf an Speichern und steuerbaren Lasten 1). In Räumen mit Unterkapazitäten besteht zusätzlich ein Bedarf an Kraftwerkskapazitäten zu Lastdeckung 2). 2 1 Kapazitätsbedarf in Deutschland entsteht zum Erhalt der Versorgungssicherheit, weil nicht genügend Übertragungskapazitäten bestehen, (insb. Rhein/Main, Thüringer Wald), um Strom von Norden und Osten nach Süden zu transportieren durch das Ende der technisch/wirtschaftlichen Nutzungsdauer von Bestandskraftwerken mit der Folge von Stilllegungen. aufgrund der Anforderung, unflexible, ineffiziente Anlagen durch flexible, hocheffiziente und schadstoffarme Kapazitäten ersetzen zu müssen, um die regenerativen Energien zu ergänzen. zur Erreichung der Klimaschutzziele, weil der Zuwachs der CO 2 -Emissionen aufgrund des Ersatzes von Atom- durch Kohlestrom dadurch kompensiert werden muss, dass neue CO 2 -arme Kapazitäten alte Kohlekraftwerke verdrängen. Erdgasdampfkraftwerke 5,6 GW Steinkohle bei Fuel-Switch- Preisen 3,4 GW Steinkohlekraftwerke 5,3 GW Zu erwartende Stilllegungen (konventionell + Kernkraft) Öl- Kraftwerke 1,0 GW Kernkraft 12,0 GW Quelle: Dena, BDEW, Platts, BNetzA, EEX, 50Hertz, Amprion, TenneT, EnBW, LBD-Analyse; Preisstand: März I 34

20 Marktdesign des physischen Strommarktes im Wandel Marktreform aus zwei Bausteinen: Bündelung der Liquidität auf den Intraday-Spotmärkten und Schaffung eines Termin- Kapazitätsmarktmechanismus Um die Wettbewerbsintensität auf den Spot- und Terminmärkten zu erhalten und zugleich finanzielle Investitionsanreize für Neubaukraftwerke zu schaffen, bedarf es einer Marktreform aus zwei Bausteinen: A) Um die Wettbewerbsintensität und dazu die Liquidität auf den Intraday-Spotmärkten zu bündeln, müssen die Minutenreserve und marktbezogene Maßnahmen nach 13.1 EnWG in den Intraday-Markt vollständig integriert werden (nicht im Fokus des Gutachtens). B) Um finanzielle Anreize zu schaffen, damit neue Kraftwerke errichtet werden und in den Markt treten, muss ein»langfrist-termin-kapazitätsmarkt- Mechanismus«(LTKM) geschaffen werden. Für den Erhalt der Versorgungssicherheit ist ein finanzieller Anreiz für Bestandskraftwerke durch einen»mittelfrist-termin-kapazitätsmarkt- Mechanismus«notwendig. Ältere ineffiziente Kraftwerke mit hohen Fixkosten (geringer Wirkungsgrad, kleine Blockgrößen, ineffiziente Standorte) werden aus dem Markt treten müssen, da sie aufgrund mangelnder Effizienz im Grenzkostenwettbewerb nicht wettbewerbsfähig sind. Ein teilweiser Erhalt dieser ausscheidenden Kapazitäten durch finanzielle Anreize zur Deckung der fixen Betriebskosten (OPEX) (Gestaltung Mittelfristiger Kapazitätsmechanismus) wird zum Erhalt der Versorgungssicherheit notwendig sein. Moderne, effiziente und emissionsarme Kraftwerke sollten einen funktionierenden CO 2 -Handel vorausgesetzt in der Lage sein ihre fixen Betriebskosten ohne finanzielle Anreize aus einem Kapazitätsmechanismus zu decken. Investitionsrisiken (CAPEX) aus unternehmerischen Entscheidungen der Vergangenheit sind»sunk-costs«und können nicht nachträglich (Gestaltung MTKM) gegenüber dem Bestandskraftwerksbetreiber ausgeglichen werden. Regelenergiemarkt Spotmärkte Termin-Kapazitätsmarkt-Mechanismus Handelsperiode Ausschreibung Dienstags bzw. Mittwochs in der Vorwoche der Erfüllung A Ausschreibung a. Vortag der Erfüllung Handel bis 45 Minuten vor Erfüllung Bis 12 Uhr am Vortag der Erfüllung B Auktionen 1 bis 5 Jahre vor Erfüllung Auktionen 3 bis 5 Jahre vor Erfüllung Minutenregelleistung Primärregelleistung Sekundärregelleistung Intraday-Markt Maßnahmen des ÜNB nach 13.1 EnWG Day-ahead- Markt Mittelfristiger Kapazitätsmarkt- Mechanismus (Bestand) Langfristiger Kapazitätsmarkt- Mechanismus (Neubau) Lieferperiode 1 Woche 1 Woche 4 Stunden 1 Stunde 1 Tag 1 Stunde 1 Tag 2 5 Jahre 15 Jahre Ökonomisches Rational zur Entgeltbestimmung durch den Betreiber Orientierung des Leistungsund/bzw. des Arbeitsentgeltes an der Erwartung, einen höheren Deckungsbeitrag zu erzielen als auf den Spotmärkten Orientierung des Arbeitsentgeltes im Wettbewerb an der Opportunität der Deckung der Grenzkosten des Kraftwerkseinsatzes versus Kraftwerksstillstand Orientierung des Leistungsentgeltes im Wettbewerb an der Opportunität Deckung fixer OPEX vs. Stilllegung des Kraftwerks Orientierung des Leistungsentgeltes im Wettbewerb an der Opportunität Deckung fixer OPEX/ CAPEX vs. negativer Bauentscheid I 34

21 Grundkonzept eines Kapazitätsmarktmechanismus Der finanzielle Anreiz, ein Kraftwerk zu errichten und zu betreiben soll durch die Zahlung eines Kapazitätsentgeltes in Form eines periodischen Leistungspreises erfolgen. Das Entgelt wird im Wettbewerb einer»kapazitätsauktion«, bei der das niedrigste Entgelt den Zuschlag erhält, bestimmt. In der Kapazitätsauktion wird der Kapazitätsbedarf nachgefragt, der neu errichtet werden muss, um eine erwartete Kapazitätslücke zu schließen (Kapazitätsneubaubedarf). Grundlage dafür ist die aus der Netzentwicklungsplanung der Übertragungsnetzbetreiber abgeleitete Mindestkapazitätsplanung. Der Kapazitätsmarktmechanismus muss dabei so angelegt werden, dass er sich nicht allein auf neue Kraftwerkskapazitäten oder den Erhalt bestehender Erzeugungsanlagen beschränkt, sondern auch die Einbeziehung von Kapazitäten wie Stromspeicher und Vereinbarungen über abschaltbare Lasten als Instrumente der Kapazitätsbereitstellung und des -ausgleichs ermöglicht. Der Termin-Kapazitätsmarktmechanismus ist ein Wettbewerbsmarkt. Die Entgelte werden in einer Kapazitätsauktion festgestellt. Sie schaffen die erforderlichen finanziellen Anreize, um hocheffiziente, schadstoffarme und flexible Kraftwerke zu errichten und in den Spot- und Regelenergiemarkt eintreten zu lassen Netz- Bestimmung Mindestkapazitätsplanunauktion Kapazitätsentwicklungsplanung Kapazitätsbedarf Im Rahmen der Netzentwicklungsplanung der Übertragungsnetzbetreiber wird in einem Teilplan der Mindest-bedarf an Kapazitäten (Mindestkapazitätsplanung) durch die Bundesnetzagentur im Einvernehmen mit den Landesregulierungsbehörden festgelegt ( 12 a EnWG 2011 entsprechend ergänzt). Die Mindestkapazitätsplanung gliedert sich nach durch Netzengpässe abgegrenzte Übertragungsnetzzonen. Sie umfasst einen Mindestkraftwerkspark, der für den Erhalt der Versorgungssicherheit erforderlich ist. Kapazitäten sind auch Speicher und Vereinbarungen über steuerbare Lasten, die in die Mindestkapazitätsplanung einbezogen werden können. Atomkraftwerke müssen durch neue Kapazitäten bedarfsgerecht ersetzt werden. Soweit der Kraftwerkspark im Bestand nicht den Mindestkapazitätsbedarf deckt, ist die Differenz durch Kapazitäten zu decken (Neubaubedarf oder Erhalt von Bestandsanlagen mit geplanter Stilllegung). Diese Kapazitäten sind hinsichtlich der grundsätzlichen Anforderungen an: Effizienz Emissionen Flexibilität Verfügbarkeit zu qualifizieren. Neubauauktion: Investoren, die neue Kapazitäten errichten, wird ein über 15 Betriebsjahre konstantes Kapazitätsentgelt zugesagt, das im Wettbewerb (Auktion) bestimmt wird. Bestandsauktion: Für die Vermeidung von Marktaustritten ist ein kürzeres Entgelt für 2 bis 5 Jahre möglich. Die Auktion wird von der den ÜNB oder einem ISO durchgeführt. Kapazitätsbereitstellung und Entgeltabrechnung Die Kapazitätsbereitstellung muss definierten Kriterien folgen. Das heißt Verhalten in den Spot- und Regelenergiemärkten, sowie Verfügbarkeiten sind definiert. Das Entgelt wird nur gezahlt, wenn diese Kriterien erfüllt sind. Bei Nicht-Erfüllung können auch Bußgelder festgelegt werden. Die Finanzierung der Mehrkosten erfolgt durch eine zusätzliche Komponente im Netzentgelt I 34

22 Der Kapazitätsmechanismus als wettbewerbliches Instrument für die Realisierung der energiepolitischen Ziele Ein Kapazitätsmechanismus kann ein marktbasiertes Instrument sein um die politischen Ziele der Energiewende zu erfüllen. Der Kapazitätsmechanismus kann so parametrisiert werden, dass in einem wettbewerblich organisierten Markt unter Erhalt der bestehenden Versorgungssicherheit die Klimaschutz- und Effizienzziele zu möglichst geringen Kosten für den Verbraucher erreicht werden. Ziele der Energiepolitik Versorgungssicherheit Umweltschutz Effizienz Wettbewerb Verbraucherschutz Parameter im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus Jährliche Mindestkapazitätsplanung und Kapazitätsbeschaffung Ausrichtung der Vorlaufzeit des Beschaffungsmechnismus an Projektrealisierungsdauer (5 Jahre) Mindestkapazitätsbestand Präqualifikation von Mindestverfügbarkeiten und Flexibilitäten für Kapazitätsarten Präqualifikation von Technologien entsprechend Umwelt- und Klimaschutzzielen Festlegung von Emissionsstandards in der Präqualifikation Festlegung von Effizienzstandards in der Präqualifikation Kapazitätsbeschaffung durch wettbewerblich organisiertes Auktionsverfahren Innovations- und Effizienzwettbewerb verschiedener Kapazitätsarten über Kapazitätsprodukte beschaffte Kapazitäten sichern das hohe Wettbewerbsniveau an Spot- und Regelenergiemärkten. Kosten eines Kapazitätsmechanismus sind durch Volumen- und Preisobergrenze besser plan- und steuerbar sowie niedriger als im Energy-only-Markt. Kapazitätsabruf mit Call-Option zu einem bestimmen Strike-Price. Dies führt zu einer Kostenbegrenzung im Spot-Markt für den Verbraucher. gleichmäßige Kostenstruktur und vermeidene zyklische Preisschocks wie sonst für Investitionsanreize im Energy-Only-Markt zu erwarten wären I 34

23 Kapazitätsbereitstellung Strukturierung der Gegenleistung Die Bedingungen für die Kapazitätsbereitstellung sind Grundlage für das Verhalten der neuen Marktteilnehmer in den entsprechenden Marktsegmenten. Wesentlich für das Konzept eines Kapazitätsmarktes ist, welche Gegenleistung der Anbieter für den Erhalt des Kapazitätsentgeltes erfüllen muss, d.h. unter welche Auflagen und Bedingungen die Verpflichtung zur Kapazitätsbereitstellung gestellt wird. Die Beurteilung der, aus der Strukturierung der Gegenleistung resultierenden, Chancen und Risiken durch einen Bieter, wird dessen Bereitschaft zur tatsächlichen Investition in eine neue Kapazität und bzgl. der Mindesthöhe des notwendigen Kapazitätsentgeltes für diese Investition wesentlich beeinflussen. Zeitliche Verpflichtungen Anforderungen an den Projektzeitplan, Projektentwicklungszeit Technisch parametrisierte Verpflichtungen Standort, Netzanschluss, Verfügbarkeit Leistung, Effizienz, Flexibilität Treibhausgasemissionen Unter der Voraussetzung, dass die Wettbewerbsintensität in der Kapazitätsmarktauktion ausreichend hoch ist, verhalten sich alle Marktteilnehmer ökonomisch rational. Gleichwertig zu den Erwartungen der Investoren muss der Grad an Wettbewerbsintensität auf den Regelenergie- und Spotmärkten erhalten bleiben sowie Fehlallokationen vermieden werden. Ein Optionsmodell mit Abschöpfung von Erlösen oberhalb eines Strike-Preises ist für das Marktdesign zur Vermeidung von Fehlallokation und Entlastung der Verbraucher vorstellbar. Nachweis des Projektfortschrittes Datum der kommerziellen Inbetriebnahme Struktur des Kapazitätsproduktes Dauer und Häufigkeit der Leistungsbereitstellung, Mindestabstand zwischen Aufrufen Vorlauf-/Reaktionszeit Ökonomisch parametrisierte Verpflichtungen Verpflichtung zum Angebot der Kapazität auf den Spotmärkten, ohne über die allgemeinen gesetzlichen Verpflichtungen hinausgehende Bedingungen in Bezug auf den Angebotspreis (angemessene Berücksichtigung von Speichern und steuerbaren Lasten) Recht zum Angebot der Kapazität auf den Regelenergiemärkten Rechtliche Verpflichtungen Nachweis der Erfüllung der Verpflichtungen durch den Betreiber der Kapazität Verpflichtung zu Koordination der planmäßigen Nichtverfügbarkeit durch den ÜNB, letztendlich Dispositionsrecht des ÜNB, wenn Versorgungssicherheit dies verlangt Erhaltung des ÜNB-Rechts zur Nominierung der Kapazität entspr. 13 EnWG (Marktrefombedarf Intraday-Markt) Rechtsfolgen bei gestörter Kapazitätsbereitstellung kein Erhalt des Kapazitätsentgelts, wenn wesentliche Verpflichtungen nicht erbracht werden Minderung des Kapazitätsentgeltes bei Nichterfüllung von Verpflichtungen in Bezug auf die Verfügbarkeit I 34

24 Kostenvergleich von Energy-Only-Markt und Kapazitätsmechanismus Investitionsanreize aus dem Energyonly-Markt setzen ein nachhaltig höheres Preis- und Margenniveau voraus. Dies kann nur durch höhere Marktmacht der Erzeuger durchgesetzt werden (Vgl. 2008). In einem Markt mit Verdrängungscharakter (Marktregime seit 2009) kann sich ein höheres Margenniveau nicht einstellen. Höhere Margen müssten nicht nur die erforderlichen Neubaukraftwerke amortisieren, sondern würden die Renditen von Bestandskraftwerken erheblich erhöhen. Dies würde für den Verbraucher zu um 10 bis 15 Mrd. Euro pro Jahr höheren Kosten führen. Ein gezielter Kapazitätsmarktmechanismus führte zu Mehrkosten von rund 1 Mrd. Euro pro Jahr. Selbst wenn Bestandskraftwerke ebenfalls mit einbezogen würden, erhöhten diese die Mehrkosten nur (!) um rund 3 Mrd. Euro pro Jahr. Auf Grundlage der Arbeitshypothese eines Kapazitätsbedarfs von 10 GW (beispielhaft Neubau von GuD-Anlagen) und einer jährlichen Kapazitätszahlung in Höhe von 114 Euro/kW ergibt sich eine gesamte Kapazitätsvergütung von Mio. Euro/Jahr. Demgegenüber würde ein Preissignal aus dem bestehenden Marktdesign heraus für den Verbraucher zu Mehrkosten von 10 bis 15 Mrd. Euro/Jahr führen. Die Ursache hierfür ist, dass auch Bestandskraftwerke an dem erhöhten Preisniveau mitverdienen würden. Dieses Preissignal müsste nachhaltig (Summe der Projektentwicklungs- und Amortisationsdauer von mindestens 20 Jahren) bestehen. Deckungsbeitrag moderne GuD Kraftwerke (Durchschnitt 2011) Fixkosten Deckungsbeitragslücke (notwendiges Kapazitätsentgelt) Kapazitätsbedarf Kapazitätsvergütung gesamt Verbrauchsbezogene Kosten (bei 530 TWh Nettostromverbrauch) Jährliche Kosten je Verbraucher (3.000 kwh/a) 36 Euro/kW 150 Euro/kW 114 Euro/kW 10 GW Mio. Euro/a 2,15 Euro/MWh 6,45 Euro/Kunde Selbst ein Kapazitätsentgelt für alle Bestandskraftwerke, um Marktaustritte zum Erhalt der Versorgungssicherheit zu vermeiden, würde zu geringen Kosten führen, als wenn der bestehende Energy-only-Markt die Vollkosten von Neubaukraftwerken amortisieren müsste. Ein Entgelt in Höhe von 50 Euro/kW für Bestandskraftwerke würde bei 60 GW zu vergütender Leistung nur zu 3 Mrd. Euro Kosten führen. Aus Sicht der Verbraucher wären Kapazitätsmechanismen somit die günstigere Variante. Euro/MWh Mehrkosten Mrd. Euro geordnete Preisreihe mit Investitionsanreizen geordnete Preisreihe I 34

25 03 Anhang Diskussionsmaterialien: Kernaufgabe der Zukunft, Nationale Kapazitäten, Strategische Reserve, Bestandskraftwerke, Einführungsfahrplan I 34

26 Diskussionsmaterial Mit unserem Gutachten haben wir ein Konzept für einen Kapazitätsmarktmechanismus zur Diskussion gestellt. Innerhalb der Diskussion werden regelmäßig eine Reihe grundsätzlicher Fragen an uns gerichtet, die wir mit den angehängten Diskussionsmaterialien beantworten: Muss der Kapazitätsbedarf national oder europäisch gedeckt werden? Ist die strategische Reserve eine geeignete Alternative zu einem Kapazitätsmarktmechanismus? Wie können Bestandskraftwerke im Markt gehalten werden? Wie kann ein Einführungsfahrplan für einen Kapazitätsmarktmechanismus aussehen? Eine Marktreform muss zum Ziel haben die Synchronisation von Angebot und Nachfrage langfristig zu sichern und ein Geschäftsmodell für die benötigten flexibel einsetzbaren Kapazitätsarten bereitzustellen. Der erforderliche Technologiemix muss in einem marktbasierten Innovations- und Effizienzwettbewerb ermittelt werden. Versorgungssicherheit ist nationale Aufgabe. (1.) Deutschland muss die Kapazitäten schaffen, die seinen Strombedarf sicher decken können. (2.) Der Einsatz aller europäischen Kapazitäten erfolgt im wettbewerbsintensiven europäischen energy-only-market. (3.) Extremsituationen mit der Gefahr der Störung der Versorgungssicherheit werden durch europäische Solidarität ausgeglichen. Deutschland hat bereits im Jahr 2011 eine strategische Reserve geschaffen und im Februar 2012 auch in Anspruch genommen. Die strategische Reserve ist ungeeignet Erneuerbare Energien flexibel, insbesondere im ökonomischen Sinne, zu ergänzen. Wollte man alle unwirtschaftlichen Kraftwerke als strategische Reserve mit einem Kapazitätsentgelt erhalten, deren Einsatz jedoch nur durch den ÜNB disponieren lassen, wird zu Lasten von Wettbewerb und Verbraucherschutz der bestehende Schattenmarkt vergrößert. Aus wirtschaftlichen Gründen sind nach ersten Schätzungen derzeit ca. 7,5 14,5 GW Kraftwerksleistung von einer Stilllegung bedroht. Insbesondere Erdgasdampfkraftwerke und wenig effiziente Steinkohleanlagen (geringer Wirkungsgrad, kleine Blockgrößen, ineffiziente Standorte) werden in den nächsten Jahren wegen mangelnder Beiträge zur Deckung der Fixkosten stillgelegt. Wir schlagen einen Fahrplan für die schrittweise Einführung von Kapazitätsmechanismen vor. Dabei schlagen wir die Fortführung der 2011 eingeführten strategischen Reserve bis Ende 1. Quartal 2014 und die Einführung eines Kapazitätsmarktmechanismus stufenweise ab I 34