STROMMARKT 2030 BEITRAG VON RWE UND INNOGY ZUR KONSULTATION DES IMPULSPAPIERS

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1 STROMMARKT 2030 BEITRAG VON RWE UND INNOGY ZUR KONSULTATION DES IMPULSPAPIERS

2 Zusammenfassung RWE und innogy begrüßen die öffentliche Diskussion um die Zukunft des Strommarktes, die das BMWi mit seinem Impulspapier Strom 2030, langfristige Trends Aufgaben für die kommenden Jahre vom 16. September eröffnen möchte. Viele der im Papier diskutierten Fragen halten wir für sehr relevant. Die Transformation des deutschen Stromsystems kam in den letzten Jahren beachtlich voran, gleichzeitig treten problematische Aspekte der Energiewende zunehmend deutlich zu Tage. Genau wie das BMWi sehen RWE und innogy es als dringende Herausforderung an, die Energiesysteme so auszurichten, dass die Stromwende eine Energiewende wird. Dies ist die zentrale Aufgabenstellung bis Dafür braucht es einen marktbasierten Ordnungsrahmen und ein level playing field in Europa als solides Fundament. Dazu gehören nach unserem Verständnis: Der europäische Binnenmarkt für Strom für einen effizienten Kraftwerkseinsatz. Der europäische Emissionshandel zur Erreichung der europäischen. Treibhausgasreduktionsziele. Länderübergreifende Kapazitätsmärkte für die Versorgungssicherheit. Ein marktliches und europäisch ausgerichtetes System zur Förderung und Marktintegration der Erneuerbaren Energieträger Im Sinne der Sektorkopplung unverzerrte Preissignale über den Strommarkt hinaus Eine Aufwertung der Rolle der Verteilnetzbetreiber, denn der weitaus größte Teil der Erneuerbaren Energien wird auf diesen Spannungsebenen angeschlossen. Vor dem Hintergrund dieser Handlungsfelder haben RWE und innogy gemäß ihrer jeweiligen inhaltlichen Schwerpunkte die einzelnen Trends kurz bewertet. Wir kommen dabei zu den folgenden Einschätzungen und Vorschlägen: 2

3 1. Die fluktuierende Stromerzeugung aus Wind und Sonne prägt das System. Aufgabe: Stromsystem weiter flexibilisieren Es ist erstrebenswert, dass Flexibilitätsoptionen erschlossen werden, sobald diese benötigt werden. Die Verteilungswirkungen solcher Optionen müssen im Detail Berücksichtigung finden. Es ist sicherzustellen, dass die Märkte für Strom, Regelenergie etc. diskriminierungsfrei und technologieoffen ausgestaltet werden, um Flexibilität möglichst kostengünstig abrufen zu können. Folgende Punkte sollten dabei berücksichtigt werden: Die Transformation der konventionellen Stromerzeugung sollte im Einklang mit den gesetzten Klimaschutzzielen durch Marktsignale betrieben werden. Wir sehen keinen Bedarf für regulatorische Eingriffe, da diese unnötig den Wettbewerb verzerren. Auch Erneuerbare Energieträger bieten großes Potential zur Bereitstellung von Flexibilität. Aufgrund der hohen Opportunitätskosten der Energiebereitstellung gibt es jedoch noch keinen Anreiz diese Flexibilität anzubieten. Weiterhin führen Umlagen teilweise zu Verzerrungen zwischen Flexibilitätsoptionen. Umlagen und Tarife müssen hinsichtlich Fehlanreizen für flexible Erzeuger, Speicher und Lasten kritisch geprüft werden. Allerdings sollte es hierbei nicht zu künstlichen Verzerrungen kommen, sondern eine sachorientierte Ausgestaltung erfolgen variable Kostenbestandteile sollten nicht unnötig verstetigt werden und umgekehrt. Keinesfalls darf bei der Flexibilisierung von Erzeugung und Netzen eine Vermengung stattfinden. Flexibilität hinsichtlich des Netzes soll der Vermeidung von Netzausbaus dienen. Die Abstimmung zwischen Strom- und Gasmärkten sollte verbessert werden. Um Gaskraftwerke am Strommarkt einzusetzen, müssen dafür Kapazitäten für die Ausspeisung aus dem Gasfernleitungsnetz erworben werden. Diese Kapazitäten werden aber nicht untertägig vermarktet. Diese Situation sollte durch die Einführung von untertägigen Kapazitätsprodukten für Gasfernleitungsnetze zumindest für Gaskraftwerke korrigiert werden. 2. Der Einsatz fossiler Brennstoffe im Kraftwerkspark geht deutlich zurück. Aufgabe: CO2-Emissionen verlässlich verringern, Strukturwandel gestalten Wir begrüßen, dass das Impulspapier die durch die Transformation im konventionellen Kraftwerkspark ausgelösten strukturellen Herausforderungen für die Unternehmen, die Beschäftigten und die Regionen adressiert. RWEunterstützt den Strukturwandel im Rheinischen Revier aktiv. Mit der Innovationsregion Rheinisches Revier und anderen Initiativen wurden bereits Instrumente etabliert. 3

4 Wichtig ist, dass dieser Transformationsprozess entlang marktlicher Signale aus dem Strommarkt und dem Emissionshandel heraus erfolgt und nicht durch regulatorische Maßnahmen forciert wird. Nur dann ist gewährleistet, dass die Transformation planbar und ohne Strukturbrüche von den Unternehmen und der Politik gemeinsam umgesetzt werden kann. Mit dem ETS ist bereits ein klarer Minderungspfad zur Senkung der CO2-Emissionen und damit auch zur Reduzierung der Kohleverstromung vorgegeben. Die Europäischen Klimaschutzziele lassen sich über dieses gemeinsame Instrument effizient und zielsicher erreichen. Durch die bestehende Emissionsobergrenze im ETS führen zusätzliche nationale Maßnahmen zu keiner effektiven Klimawirksamkeit. 3. Die Strommärkte werden europäischer. Aufgabe: Europäische Strommärkte weiter integrieren und flexibilisieren RWE und innogy sehen den europäischen Binnenmarkt als essentiell an. Mit dem Market Coupling in Zentral-Westeuropa hat sich die Effizienz des Kraftwerkseinsatzes nochmals deutlich erhöht. Allerdings wird das level playing field für einen fairen Wettbewerb zunehmend durch nationale Maßnahmen ausgehebelt. Zahlreiche Mitgliedsstaaten haben sich aus nachvollziehbaren Gründen für die Einführung von Kapazitätsmechnismen entschieden. Allerdings erfordert ein level playing field im Binnenmarkt auch ähnliche Marktdesigns in den verschiedenen Mitgliedsstaaten. Der Binnenmarkt soll nicht nur für einen effizienten Kraftwerkseinsatz, sondern auch für effiziente Investitions- und auch Desinvestitionssignale sorgen. Daher setzen sich RWE und innogy für gekoppelte länderübergreifende Kapazitätsmärkte ein, um den Binnenmarkt weiter zu stärken. Die Harmonisierung von Regularien und die Bildung von Standards sollten die zunehmende Komplexität nationaler Gesetzgebung entgegenwirken. Für RWE und innogy ist der von BDEW und VKU vorgeschlagenen Dezentrale Leistungsmarkt am besten geeignet, Versorgungssicherheit effizient zu gewährleisten. Intraday-, Regelenergie und andere Märkte sollten hinsichtlich Präqualifizierung und gate-closure harmonisiert werden, um die Integration der Erneuerbaren kostengünstiger zu erreichen. Die Zugangsvoraussetzungen zu Regelenergiemärkten sollten diskriminierungsfrei ausgestaltet werden, so dass Erneuerbare Energien im Rahmen ihrer Möglichkeiten ihren Beitrag stärker als heute leisten können. Die Förderung der Erneuerbaren sollte Möglichkeiten der Flexibilisierung anreizen. Wir begrüßen eine stärkere Harmonisierung von Ausschreibungen Erneuerbarer Energie, auch über Ländergrenzen hinweg. Da bilaterale Auktionen zu einer unübersichtlichen Fragmentierung der Erneuerbaren-Märkte führen und die Liquidität in Auktionen empfindlich reduzieren, sind regionale Ansätze eher zu präferieren. 4

5 4. Versorgungssicherheit wird im Rahmen des europäischen Strombinnenmarktes gewährleistet. Aufgabe: Versorgungssicherheit europäisch bewerten und gemeinsame Instrumente entwickeln RWE und innogy unterstützen gemeinsame regionale Anstrengungen auf der Basis EU-weiter Grundsätze, um Versorgungssicherheit auch künftig gewährleisten zu können. Hierfür sind nicht nur einheitliche probabilistische Berechnungsmethoden notwendig, sondern auch die Entwicklung gemeinsamer regionaler Instrumente für Versorgungssicherheit. Der BDEW und sein französischer Partnerverband UFE haben hierfür einen gekoppelten deutsch-französischen Leistungsmarkt vorgeschlagen, der der Nukleus eines zentral-westeuropäischen Leistungsmarktes sein könnte. Des Weiteren wären folgende Punkte wichtig: Definition des einzuhaltenden Niveaus an Versorgungssicherheit. Regionale Methodik für generation adequacy. Regionale, diskriminierungsfreie Einbettung nationaler Kapazitätsmärkte. Explizite Teilnahmemöglichkeit ausländischer Kapazitäten an nationalen Kapazitätsmärkten, wobei über ein geeignetes Markt Design sichergestellt werden muss, dass die jeweils knappste Ressource (Überschussleistung oder Grenzkuppelstelle) die Zahlungen erhält. Klare Regeln für Übertragungsnetzbetreiber beim Auftreten von zeitgleicher Knappheit. Einrichtung eines fortlaufenden gemeinsamen Monitorings für Versorgungssicherheit. Gleiche Ausgleichsenergiepreise in Europa für den Fall eines Lastüberhangs. RWE und innogy haben weiterhin Zweifel an der Funktionsfähigkeit des Konzepts Strommarkt 2.0. Daher ist es erforderlich, Entwicklung und Einsatz der mit der jüngsten EnWG-Novelle implementierten Kapazitätsreserve eng zu monitoren. Wird die Reserve zu häufig eingesetzt oder ist eine weitere Vergrößerung erforderlich, wird das Reservekonzept zunehmend ineffizient. In diesem Falle ist die Kapazitätsreserve zwingend durch einen diskriminierungsfreien dezentralen Leistungsmarkt abzulösen. Zur Leitfrage 3: Könnten Reserven gemeinsam mit Nachbarstaaten entwickelt werden? Welche Chancen, zum Beispiel welche Kostensenkungspotenziale, und welche Risiken würden bei einer gemeinsamen Reserve bestehen? Kapazitätsreserven und andere Strategische Reserven stehen außerhalb des Marktes und beruhen auf einer tatsächlichen physischen Lieferung im Knappheitsfall. Dieser Knappheitsfall ist ein sehr seltenes Extremereignis, bei dem die zu Verfügung stehende Kuppelkapazität zwischen zwei Ländern praktisch nicht prognostizierbar ist. D.h. Netzengpässe zwischen Ländern schließen gemeinsame Reserven de facto aus. Im Übrigen setzt der Nachbarstaat Frankreich nicht auf das Konzept einer Reserve außerhalb des Marktes, sondern auf das volkswirtschaftlich effizientere Konzept eines dezentralen Leistungsmarktes. 5

6 5. Strom wird deutlich effizienter genutzt. Aufgabe: Anreize für einen effizienten Einsatz von Strom stärken Stromeffizienz ist zweifellos wichtig, muss jedoch im größeren Rahmen der Energieeffizienz betrachtet werden. Strom ist ein wichtiger Baustein der Sektorkopplung (siehe Trend 6) Wettbewerbliche technologieoffene und diskriminierungsfreie Mechanismen sind am besten geeignet für eine effiziente Allokation des Stromeinsatzes. Hierfür sollten der regulatorische Rahmen möglichst vereinfacht werden und möglichst wenig Ausnahmen und Sonderregelungen definiert werden. Mikromanagement der nationalen Regulierer führt zu Inkonsistenzen im europäischen Wettbewerb und macht einen effizienten Einsatz von Strom unmöglich. Aus diesem Grund sind die Märkte für Energie, CO2, Flexibilitätsprodukte und gesicherte Leistung Europaweit möglichst einheitlich, diskriminierungsfrei und einfach zu regeln. Besondere Vorgaben oder Auflagen für die effiziente Nutzung von Strom braucht es dann nicht mehr. 6. Sektorkopplung: Heizungen, Autos und Industrie nutzen immer mehr erneuerbaren Strom statt fossiler Brennstoffe. Aufgabe: Wettbewerbsbedingungen für erneuerbaren Strom im Wärme- und Verkehrssektor verbessern Aus Sicht von RWE und innogy ist es unstrittig, dass die Nutzung von Strom ein geeignetes Instrument darstellt, um die CO 2 -Emmissionen in den Sektoren Privathaushalte, GHD, Industrie und Verkehr zu reduzieren. Wenn Strom im Wärmesektor Gas oder Erdöl verdrängt, werden in einem Nicht-EU-ETS-Sektor Treibhausgasemissionen sinken, im europäischen Stromsektor können sie aber aufgrund des EU-ETS nicht steigen. Damit werden europaweit Treibhausgase reduziert, während gleichzeitig die Treibhausgasemissionen im deutschen Stromsektor steigen könnten. Daher plädieren wir auch an dieser Stelle dafür, das europäische Instrument Emissionshandel ernst zu nehmen und nicht mit nationalen Maßnahmen zu unterlaufen. Zur konkreten Leitfrage 1: Wie können wir die Wettbewerbsbedingungen für erneuerbaren Strom in Wärme und Verkehr verbessern und Strom eine faire Chance gegenüber Brennstoffen in Verkehr und Wärme geben? Wie kann eine sinnvolle Kostenanlastung für erneuerbaren Strom in den anderen Sektoren erreicht werden? In der Tat ist das Haupthindernis für Strom im Wärmemarkt und zum Teil auch im Verkehrssektor die relative hohe Belastung mit Steuern und Abgaben. Will man eine Energie- und keine reine Stromwende, so müssen die Abgaben auf Strom auch auf andere Energieträger verteilt werden. Ansonsten sind die Kostenunterschiede zwischen den Energieträgern zu groß, um eine Sektorkopplung auf freiwilliger Basis zu ermöglichen. 6

7 Zur konkreten Leitfrage 2: Wie erleichtern wir Lastzuschaltung bei niedrigen Strompreisen? Grundsätzlich ist dafür eine geringere Belastung des Stroms mit Abgaben notwendig. Darüber hinaus können planbare (ex-ante-definierte) zeitvariable Netzentgelt helfen, die Sektorkopplung anzureizen. Die Netzfinanzierung darf durch eine Änderung der Entgeltsystematik nicht gefährdet werden. Eine Dynamisierung von Steuern, Ab- und Umlagen halten wir nicht für sinnvoll. Insbesondere ist eine dynamische EEG-Umlage kein geeignetes Instrument, da sie den Wettbewerb zwischen Flexibilitätsoptionen bei hohen Strompreisen verzerrt. 7. Moderne KWK-Anlagen produzieren den residualen Strom und tragen zur Wärmewende bei. Aufgabe: Anreize für moderne Strom-Wärme-Systeme setzen Moderne KWK-Systeme werden sich ohne spezielle Vorgaben und detaillierte Regularien durchsetzen, wenn die Preisbildung auf den Märkten für Strom, CO2, Wärme und Flexibilität frei funktioniert auch im Rahmen von auktionierten Vergütungsniveaus. Vorgaben, etwa zur Auslegung der KWK Anlagen oder zum Einbau von Heizschwertern sind ineffizient, da sie auch Investitionen vorgeben, welche sich evtl. auf Basis von Preissignalen gar nicht rechnen. Die Politik sollte kein Mikromanagement betreiben, sondern nur Märkte offen und diskriminierungsfrei gestalten. 9. Gut ausgebaute Netze schaffen kostengünstig Flexibilität. Aufgabe: Netzausbau rechtzeitig, bedarfsgerecht und kosteneffizient realisieren Grundsätzlich ist das Bestreben des BMWi zu begrüßen und zu unterstützen. Ein möglichst schneller Netzausbau ist wichtig für die Energiewende. Die Bedeutung der Verteilnetze für die Integration der dezentralen Erzeugung muss hier jedoch hervorgehoben werden, da der größte Teil der Erneuerbaren auf diesen Spannungsebenen angeschlossen wird. Der Netzausbau muss beschleunigt, die Akzeptanz hierfür gesteigert werden. Die Akzeptanz für den Ausbau auf der Höchstspannungsebene würde sich durch eine Priorisierung von dezentralen Maßnahmen erhöhen. Nur die Energiemengen, die dezentral nicht gesteuert und optimiert werden können, müssen abgeführt werden. So ließe sich der politische Wunsch nach mehr Dezentralität in die Praxis umsetzen. Für die Verteilnetze sind darüber hinaus Anreize für Innovationen dringend erforderlich, da die zunehmende Digitalisierung zahlreiche Potentiale zur Flexibilisierung und regionalen Optimierung gibt, die bislang noch nicht gehoben wurden. Intelligente Maßnahmen können langfristig die Gesamtkosten senken, sind aber zunächst mit höheren Kosten und mit einer Verschiebung von Capex hin zu OPEX verbunden. Dies muss in einem zukünftigen Regulierungsrahmen reflektiert werden. 7

8 10. Die Systemstabilität bleibt bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien gewährleistet. Aufgabe: Maßnahmen und Prozesse zur Systemstabilisierung weiterentwickeln und koordinieren Netzbetreiber benötigen Informationen, sowohl von benachbarten und von unterlagerten Netzbetreibern, als auch von den an ihren jeweiligen Netzen angeschlossenen Anlagen. Informationen sollten aggregiert untereinander weitergegeben werden. Es bedarf lokaler marktwirtschaftlicher Mechanismen um die Systemdienlichkeit dezentraler Erzeuger anzureizen. Bei der Etablierung dieser Mechanismen sind die Verteilnetzbetreiber mit umfassenden regionalen Kompetenzen von zentraler Bedeutung und in der Koordination zentral einzubinden. Die DSOs sind auch am besten geeignet die lokal zu steuernden zu- und abschaltbaren Lasten im System zu koordinieren. Die Rolle von dezentralen Speichern wird wahrscheinlich zunehmen. Es ist notwendig, Barrieren für den lokalen und effizienten Einsatz von Cloud-Speichern auf Verteilnetzebene abzubauen. Diese sollten diskriminierungsfrei Flexibilität für das Netz und für Flexibilitätsmärkte erbringen dürfen. 8

9 11. Die Netzfinanzierung erfolgt fair und systemdienlich. Aufgabe: Netzentgeltregulierung weiterentwickeln Netzentgeltstrukturen müssen das Ziel einer kosteneffizienten Allokation verfolgen. Eine vorrangig systemdienliche Netzentgeltstruktur lehnen wir daher ab. Jede Weiterentwicklung der Netzentgeltstruktur sollte dies im Fokus haben. Stromspeicher, die keine Letztverbraucher sind, sollten von Netzentgelten befreit sein, um diskriminierungsfrei an den Flexibilitätsmärkten teilnehmen zu können. Steuerbare Energieerzeuger sollten weiterhin im Rahmen der vermiedenen Netzentgelte für netzdienliche Erzeugung kompensiert werden. Eine bundesweite Vereinheitlichung der Netzentgelte sollte nicht angestrebt werden, da dies negative Konsequenzen insbesondere für industrielle Großkunden haben kann. Die zunehmende Digitalisierung eröffnet den netzdienlichen Einsatz von dezentralen Flexibilitäten und kann den Netzausbau maßgeblich reduzieren. Die Netzentgelte müssen auch diese Optionen zunehmend anreizen, aber ohne die Finanzierung zu gefährden. 12. Die Energiewirtschaft nutzt die Chancen der Digitalisierung. Aufgabe: Intelligente Messsysteme einführen, Kommunikationsplattformen aufbauen, Systemsicherheit gewährleisten Hier sucht das BMWi nach einem verlässlichen regulatorischen Rahmen. Der regulatorische Rahmen muss so gesetzt werden, dass innovative dezentrale Geschäftsmodelle nicht verhindert werden. Gerade dezentrale Lösungen sind abhängig von niedrigen Transaktionskosten für alle Beteiligten, welche prohibitiv auf Innovationen wirken können. Auch hier muss der Regulierer darauf achten, dass ein level playing field für alle Unternehmen besteht, welche den Markt für Digitalisierung betreten wollen; unabhängig davon ob die Unternehmen z.b. ihren Ursprung in den Branchen IKT oder Energiewirtschaft haben. 9