Systemtransformation

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1 Systemtransformation Beitrag zum 4. Autorenworkshop Jahrbuch Nachhaltige Ökonomie Berlin, den 24. Mai 2013 Prof. Dr. Uwe Leprich Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES)

2 Agenda 1. Zum Charakter der Systemtransformation 2. Der technische Mix des künftigen Systems: Fixpunkte und Gestaltungsspielräume 3. Systemdesign: Finanzierung des künftigen Systems 4. Vertriebe als Transformations- und Integrationsakteure 5. Robuste Schritte 2 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

3 Inwiefern Systemtransformation? Früher war die Meinung verbreitet, die erneuerbaren Energien ließen sich in ein an sich gut funktionierendes System integrieren Mittlerweile ist klar, dass die erneuerbaren Energien das System fundamental verändern und insofern der Auslöser für eine umfassende Systemtransformation sind Im Transformationsprozess prallen Gewinner und Verlierer aufeinander er ist daher kein Selbstläufer 3 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

4 Agenda 1. Zum Charakter der Systemtransformation 2. Der technische Mix des künftigen Systems: Fixpunkte und Gestaltungsspielräume 3. Systemdesign: Finanzierung des künftigen Systems 4. Vertriebe als Transformations- und Integrationsakteure 5. Robuste Schritte 4 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

5 Das strompolitische Zieldreieck für % (39%) Erneuerbare Sonstiger Rahmen 3 weitere AKWs vom Netz kein signifikanter Speicherzubau Netzrestriktionen beseitigt? 10% (0%) Reduktion 25% (28%) KWK 5 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

6 Das künftige Stromsystem 52 GW PV Hypothese Die FEE (Wind, PV, Wasser) werden mittelfristig bis zur Hälfte der gesamten Stromerzeugung abdecken dadurch bestimmen sie die Rationalität des Systems GW Onshore Fluktuierende Erneuerbare Energien 5-7 GW Offshore Transformationsaufgabe Absicherung der Finanzierung der FEE-Anlagen 6 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

7 Übrigens: Das künftige Stromsystem Der Ausbau von Wind und Solar wird zunehmend weniger mit Klimaschutz begründet, sondern immer stärker mit Verringerung von Importabhängigkeiten Steigerung von heimischer Wertschöpfung Schaffung von Arbeitsplätzen auf Dauer stabilere Strompreise Exportmöglichkeiten des Systems etc. 7 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

8 Das künftige Stromsystem Hypothese Die anlagenspezifischen Must Run- Restriktionen werden sukzessive durch Preissignale abgebaut. Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe Netzspezifische Must Run- Anforderungen müssen durch erneuerbare Anlagen abgedeckt werden 8 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

9 Das künftige Stromsystem Fluktuierende Erneuerbare Energien 9 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

10 Das künftige Stromsystem Hypothese Die Preissignale sorgen bereits für erhebliche Flexibilisierungsaktivitäten im bestehenden Kraftwerkspark Fluktuierende Erneuerbare Energien Transform ationsaufgabe Sicherung der maximalen Flexibilisierung 10 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

11 Das künftige Stromsystem Hypothese Regional wird es zu einer stärkeren grenzüberschreitenden Kooperation kommen Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformati onsaufgabe Grenzüberschreitende Sicherung der Versorgung 11 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

12 Das künftige Stromsystem Hypothese Der Zubau dieser Anlagen kann nicht über die bestehenden Großhandelsmärkte finanziert werden Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformati onsaufgabe Ergänzung des Finanzierungsportfolios 12 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

13 Das künftige Stromsystem Hypothese Ohne Förderung kommen diese FO nicht zum Zug; heute: KWK-G und EEG Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe Flexibilisier ung der Optionen 13 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

14 Das künftige Stromsystem Hypothese Die LM- Potenziale sind eher im Industrie- und Gewerbebereich vorhanden, weniger im Massenkunden bereich Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe (Preisinduzierte) Erschließung der Potenziale 14 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

15 Das künftige Stromsystem Hypothese Stromspeicher sind erst mittelfristig erforderlich das bestehende System hat genug kostengünstige Flexibilitäten Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe Forschung und Entwicklung von Speicherlösungen 15 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

16 Welche Speicher brauchen wir eigentlich? a) Wärmespeicher, um die KWK stromorientiert betreiben zu können b) Biogasspeicher, um die Biomasse-BHKWs stromorientiert betreiben zu können c) dezentrale Stromspeicher (Akkus) für autonome dezentrale Systeme und das Netzlastmanagement d) zentrale Stromspeicher wie Pumpspeicherkraftwerke oder Wasserspeicher (Norwegen) e) Wärmespeicher für solarthermische Kraftwerke im Süden Europas / Nordafrika f) Erzeugung von Wasserstoff und Einspeisung in das Erdgasnetz, wenn der regenerative Überschussstrom eine gewisse Größenordnung erreicht g) Umwandlung von Wasserstoff in Methan und Speicherung im Erdgasnetz 16 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

17 Wo liegt die Messlatte für Stromspeicher? Quelle: Sensfuss [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

18 Das künftige Stromsystem Hypothese CSP ist eine Option, die nur gesamteuropäisch erschlossen werden kann Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe Forschung und Entwicklung 18 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

19 Das künftige Stromsystem Hypothese Netze können vielfach andere FO ersetzen Fluktuierende Erneuerbare Energien Transformationsaufgabe Forcierung des Netzausbaus 19 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

20 Infrastrukturen als Systemvoraussetzung und -ergänzung 20 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

21 Agenda 1. Zum Charakter der Systemtransformation 2. Der technische Mix des künftigen Systems: Fixpunkte und Gestaltungsspielräume 3. Systemdesign: Finanzierung des künftigen Systems 4. Vertriebe als Transformations- und Integrationsakteure 5. Robuste Schritte 21 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

22 Die Finanzierungssegmente des Stromsektors / Systemdesign Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

23 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 100,00 Strompreis EEX in /MWh 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 Futures Folgejahr (Phelix Base) 0, Handelsdatum 23 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

24 Finanzierung von FEE-Anlagen durch die Großhandelsmärkte? Die Marktwerte der FEE-Einspeisung werden mit zunehmendem Ausbau kontinuierlich absinken Quelle: Kopp u.a [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

25 FEE-Anlagen werden sich in einem absehbaren Zeitrahmen nicht über die existierenden Großhandelsmärkte refinanzieren können! 25 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

26 Systemdesign 1: EEG 2.0 Der Hauptfokus sollte auf einer Weiterentwicklung des Vergütungssystems liegen Regional differenzierte Vergütungen? schnellere Anpassungsmechanismen? Leistungsvergütungen? Diversifizierung der Refinanzierungsmechanismen Biomasse: KWK-G und Abfallrecht? Wind-Offshore: Ausschreibungen? Geothermie: Investitionszuschüsse? 26 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

27 Die Finanzierungssegmente des Stromsektors / Systemdesign Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

28 Zur Refinanzierung der netztechnischen Anlagen Netztechnische Anlagen, die für die Bereitstellung von Systemdienstleistungen vorgesehen sind, werden über die Netzentgelte finanziert i.d.r. über die Entgelte für die Übertragungsnetze Für die Bereitstellung von Regelenergie wurden Regelenergiemärkte geschaffen Für die Bereitstellung von Blindleistung sowie die Absicherung der Schwarzstartfähigkeit zahlen die Netzbetreiber direkt an die jeweiligen Anlagenbetreiber keine Märkte Neuerdings wird zusätzlich für Kaltreserve gezahlt 28 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

29 Systemdesign 2: EE und Systemdienstleitungen - operate-and-serve Netztechnische 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 29 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

30 Die Finanzierungssegmente des Stromsektors / Systemdesign Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

31 Systemdesign 3: stärkere Anpassung der Dispatchmärkte an die FEE Fristen zwischen Auktionierung und Lieferzeitpunkten im day-ahead-markt sollten verkürzt werden. Auch im day-ahead-handel sollten viertelstündliche Gebote möglich gemacht bzw. generalisiert werden. Stärkung des intraday-handels z.b. durch morgendliche Auktionen für die zweite Tageshälfte. Die Minutenreserveauktionen könnten ebenfalls teilweise im intraday-handel stattfinden. Insgesamt müsste der Spotmarkt aufgewertet werden. 31 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

32 Die Finanzierungssegmente des Stromsektors / Systemdesign Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

33 Systemdesign 4: Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen Kapazitätsmechanismen zur Vergütung der Vorhaltung von Flexibilitätsoptionen sind perspektivisch notwendig. Die Konzipierung eines solchen Mechanismus sollte sehr sorgfältig erfolgen, zumal noch ausreichend Zeit besteht, ein fundiertes Konzept zu entwickeln. Bestandskraftwerke (v. a. solche aus der Vor-Liberalisierung des Stromsektors) sollten nicht in den Genuss zusätzlicher Zahlungen aus Kapazitätsmechanismen kommen. Daher sollten nur selektive Kapazitätsmechanismen in die engere Auswahl kommen, die nachhaltig zur Flexibilisierung des Kraftwerksparks beitragen; dazu zählt vor allem auch die stromorientierte KWK(K). Im Übrigen: Im Fall von dringenden netztechnischen Notwendigkeiten können Anlagen theoretisch über Netzentgelte refinanziert werden. 33 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

34 Herausforderungen im Detail Wann ist der richtige Zeitpunkt zur Einführung von Kapazitätsmechanismen? Wer gibt auf der Grundlage welcher Verfahren die benötigten Kapazitäten vor? Wie lassen sich Mitnahmeeffekte minimieren? Wie lässt sich Ausnutzung von Marktmacht minimieren? Wie lassen sich Kapazitätsmechanismen mit dem Europäischen Verbundsystem harmonisieren? 34 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

35 Zu beachten: Interdependenzen zwischen den Finanzierungssegmenten Fluktuierende Erneuerbare Energien Quelle: IZES [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

36 Wettbewerbliche Schlüsselfrage: Welche Flexibilitätsoptionen werden wie finanziert? 36 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

37 Derzeitige politisch gewollte Flexibilitätsoptionen Netzausbau als vorrangige, da kostengünstigste Flexibilitätsoption Kraft-Wärme-Kopplung: starke Flexibilisierungssignale in der letzten KWKG-Novelle Biomasse: Einführung der Flexibilitätsprämie im EEG Lastmanagement: Verabschiedung der Lastabschaltverordnung Speicherförderung für PV-Anlagen ab Mai Es gibt also bereits vielfältige Kapazitätsmechanismen! 37 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

38 Wie könnte ein wettbewerblicher FO- Markt aussehen? Staatliche Festlegung von Ausschreibungstranchen evtl. Festlegung von Teiltranchen Übertragungsnetzbetreiber als Systemverantwortliche schreiben FO-Bedarf in ihren Regelzonen aus Erweiterung der Regelenergiemärkte Bilanzkreisverantwortliche konstituieren als Nachfrager den Residuallastmarkt Endverbraucher konstituieren über feste Leistungsbestellungen einen Leistungsmarkt Die Abgrenzung zum öffentlichen Gut Versorgungssicherheit ist hier fließend und erschwert die Aufgabe! 38 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

39 Agenda 1. Zum Charakter der Systemtransformation 2. Der technische Mix des künftigen Systems: Fixpunkte und Gestaltungsspielräume 3. Systemdesign: Finanzierung des künftigen Systems 4. Vertriebe als Transformations- und Integrationsakteure 5. Robuste Schritte 39 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

40 Vertriebe und EE Beschaffung erfolgt größtenteils über OTC-/Terminmärkte, i.d.r. über einen Beschaffungsdienstleister erneuerbare Energien allenfalls über bilaterale Verträge mit Nicht-EEG-Anlagen (im In- und Ausland) im Beschaffungs-Portfolio Bilanzkreisausgleich über Strombörse, EEG-Mengen hierbei vernachlässigbar Vertriebe haben direkt mit EEG-Strom und dessen Integration in das System aktuell nichts zu tun; sie sind Kostenwälzer ohne Handlungsoption 40 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

41 Vertriebe als geborene Integrationsakteure Es werden Akteure benötigt, die kontinuierlich und systematisch als Nachfrager von Flexibilitätsoptionen auftreten und dadurch Wettbewerbsprozesse initiieren Stromvertriebe als dezentrale Akteure mit großer Wettbewerbserfahrung erscheinen hierfür besonders geeignet Als Bilanzkreisverantwortliche sollten sie künftig statt ihrer eigenen Nachfragelast eine systemisch bestimmte Residuallast verantworten, um zur Optimierung des Gesamtsystems beizutragen Durch den steigenden Eigenverbrauch (PV) sind sie ohnehin gezwungen, sich sehr viel stärker mit Residuallasten auseinanderzusetzen 41 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

42 Kernelemente des Wälzungsvorschlages Weiterhin Einsammeln der nationalen FEE- Einspeisung durch die ÜNB Viertelstündliche Wälzung des nationalen FEE-Profils anteilig auf die Vertriebe Geteilte Verantwortung zum Ausgleich der FEE ÜNB (Güte der Einspeiseprognosen) Vertriebe (Güte der Lastprognosen, Ausgleich der Residuallast) 42 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

43 43 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin] Neue Profilwälzung (1)

44 44 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin] Neue Profilwälzung (2)

45 Nebeneffekt: mehr Transparenz beim Ausweis der EEG-Kosten Das EEG-Konto bleibt generell bestehen, aber: Einführung eines jährlichen FEE-Vollkostenpreises, der zur Deckung der Investitions- und Kapitalkosten dienen soll und damit ihrem Charakteristikum der annähernden Grenzkostenfreiheit gerecht wird Berechnungsgrundlage: gewichtete Beschaffungskosten EEG-Beschaffungskosten werden Teil der Gesamtkosten der Vertriebe sie werden als durchschnittliche Einkaufskosten für EEG-Strom ausgewiesen 45 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

46 Weiterer Forschungsbedarf Abschätzung der Risiken einer sehr kurzfristigen Beschaffung und Auswirkungen auf die Strompreise Erarbeitung neuer Hedging-Strategien Prüfung der IT-Umsetzbarkeit des Vorschlages Prüfung seiner europarechtlichen Zulässigkeit Definition der Rolle der REE und Festlegung angemessener Finanzierungsmechanismen Prüfung der Verbindung zwischen einzelnen Vertrieben und Aggregatoren / Marktdienstleister. 46 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

47 Agenda 1. Zum Charakter der Systemtransformation 2. Der technische Mix des künftigen Systems: Fixpunkte und Gestaltungsspielräume 3. Systemdesign: Finanzierung des künftigen Systems 4. Lieferanten als Transformations- und Integrationsakteure 5. Robuste Schritte 47 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

48 Robuste Schritte Weiterentwicklung des EEG zur kosteneffektiven Finanzierung der erneuerbaren Energien Erarbeitung einer Roadmap zum sukzessiven Ersatz der netztechnischen Must Run-Anlagen Erarbeitung eines Pflichtenheftes zur besseren Harmonisierung der Dispatch-Märkte mit den Erneuerbaren Erarbeitung eines Marktzutritts-Portfolios für die unterschiedlichen Flexibilitätsoptionen Weiterentwicklung der Rolle der Vertriebe als Integrationsakteure 48 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]

49 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Institut für ZukunftsEnergieSysteme (IZES) Altenkesselerstr. 17, Gebäude A Saarbrücken Tel Fax Homepage 49 [Leprich, 24. Mai 2013, Berlin]