Neues Strommarktdesign: Eine nachhaltige ökonomische Basis für ein neues Energiesystem 7. Lautrer ENERGIEforum» Neues Strommarktdesign «

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1 Neues Strommarktdesign: Eine nachhaltige ökonomische Basis für ein neues Energiesystem 7. Lautrer ENERGIEforum» Neues Strommarktdesign «Dr. Felix Chr. Matthes Kaiserslautern, 18. März 2015

2 Die Diskussion um das Strommarktdesign Eine unübersichtliche Debattenlage Gewinneinbrüche bei den Energieversorgern Kraftwerkssterben Keine Subventionen für fossile Kraftwerke Direktvermarktung für Erneuerbare Energien Preiszonen für Nordund Süd-Deutschland Krise des EU- Emissionshandels Strompreis-Explosion droht Abbau von Überkapazitäten Knappheitspreise Kapazitätsmärkte Europäischer Binnenmarkt Streit um Stromtrassen Versorgungssicherheit gefährdet Energy-only-Markt 2.0 Strategische Reserve Erneuerbare-Energien- Gesetz 3.0 Ausschreibungen für Wind & Fotovoltaik Dekarbonisierung des Stromsystems

3 Die Diskussion um das Strommarktdesign Unterschiedliche Herausforderungen (1) Erneuerbare Energien Kohlepolitik Kernenergie Strommarktliberalisierung Nutzungspflicht für deutsche Kohle Aufwuchs und Durchbruch Zunehmende Steinkohle-Importe Durchbruch Stagnation Ausstieg Stabilisiertes Wachstum Rückgang von Stein- und Braunkohle Andere Erneuerbare Biomasse Solar Wind Wasserkraft TWh * Andere Fossile Erdgas Steinkohle Braunkohle Kernenergie * : nur West-Deutschland Öko-Institut 2015

4 Die Diskussion um das Strommarktdesign Unterschiedliche Herausforderungen (2) Am Ende der Übergangsphase zum liberalisierten Strommarkt Strommarkt-Liberalisierung im Jahr 1998 (nach 63 Jahren Monopolsystem und auf der Basis des dort errichteten Kraftwerksparks) erstmalige Notwendigkeit erheblicher Investitionen (Kraftwerke, Nachfrageflexibilität, Speicher), die komplett über den liberalisierten Strommarkt refinanziert werden müssen In der Mitte des Ausstiegs aus der Kernenergie politisch (aus guten Gründen) getriebene Abschaltung erheblicher Kernkraftwerks-Kapazitäten von 2011 bis 2022 Am Ende der 1. Etappe des Übergangs zu regenerativen Energien massiver Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien (mit Schwerpunkt auf Wind und Solarenergie) zunehmende Beeinflussung des traditionellen Strommarkts durch Wind- und Solarenergie (Grenzkosten Null) Grid-Parity dezentraler Erzeugung (massive indirekte Transfers) Bei deutlich gestiegenen Kosten fossiler Kraftwerke und massiv gesunkenen Kosten für Erneuerbare sowie volatilen Brennstoffpreisen

5 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Die Strombörse als zentrales Segment Börsenpreis-Dauerline im traditionellen Stromsystem EUR / kw Öko-Institut 2015

6 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Koordination und Finanzierung über die Strombörse EUR / kw Ohne Deckung der 100 Betriebskosten werden die Anlagen stillgelegt, 90 ohne Deckung der Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2) Investitionskosten 80 erfol- Börsenpreis-Dauerline im traditionellen Stromsystem gen keine Investitionen Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten Aus den verbleibenden Erträgen müssen Personal, Wartung & Instandhaltung sowie Kraftwerke werden (im Investitionen Gesamtsystem: optimal) refinanziert werden betrieben, solange sie ihre Brennstoff- und CO2-Kosten decken können Öko-Institut 2015

7 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Befunde und Diskussionen Die Strombörse als zentrales Element des aktuellen Marktdesigns erfüllt eine hervorragende Koordinationsfunktion für den kostenoptimalen Betrieb der bestehenden Kraftwerke Nahezu alle Erdgas- und einige Steinkohlekraftwerke können ihre fixen Betriebskosten im aktuellen Marktumfeld nicht mehr decken im Kontext einer Überkapazitätssituation ist das nicht ungewöhnlich der Abbau von Überkapazitäten würde ohne weitere Flankierung vor allem im Bereich dieser Kraftwerke erfolgen im Kontext der Energiewende (systemtechnisch steigender Bedarf an flexiblen Gaskraftwerken) ist dies sehr problematisch die vor allem 2021/2022 folgende Abschaltung der Kernkraftwerke kann dann zu Versorgungssicherheitsproblemen führen Investitionen können im aktuellen und absehbaren Marktumfeld nicht refinanziert werden dies gilt für alle Kraftwerksarten, aber auch für Nachfrageflexibilität und auch für Speicher Können Knappheitspreise dies ändern?

8 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Streitpunkt Knappheitspreise Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2) Börsenpreis-Dauerline im traditionellen Stromsystem EUR / kw Können (sehr hohe) Knappheitspreise ausreichende Deckungsbeiträge für Betrieb & Investitionen gewährleisten? Öko-Institut 2015

9 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Das Missing-Money-Problem Das Missing-Money-Problem im nicht-regenerativen Segment 1a) Kann der EOM sehr hohe Preise (>1000 /MWh) erzeugen? Ohne jeden Zweifel, ob und inwieweit solche Preise in extremen Marktsituationen rational sind, sei dahingestellt. 1b) Können solche Preisniveaus über längere Zeiträume im Jahr (>50 Stunden) auftreten? Im Prinzip ja, angesichts der stochastischen Leistungsbeiträge v.a. der Windenergie sinkt die Wahrscheinlichkeit jedoch erheblich! 1c) Können solche Preisniveaus über längere Zeiträume im Jahr über mehrere Jahre (>5 Jahre) auftreten? Im Prinzip ja, sobald aber Investitionen in die Ausweitung des Leistungsangebots oder die Nachfrageflexibilität erfolgen, ist der Fortbestand dieser Preisniveaus unwahrscheinlich, siehe auch 1b). 2) Wird der Regulierer angesichts dieser Preisniveaus auf Eingriffe verzichten??! 3) Mit welchen Risikozuschlägen (wenn überhaupt) sind in dieser Situation Investitionen (Angebots- oder Nachfrageseite) möglich??!

10 Jenseits von Technologien und Kosten Qualitativ neue Herausforderungen durch Erneuerbare Dargebotsabhängigkeit (Fluktuation) Koordinations- und Flexibilitätsbedarf in neuer Qualität (Teilweise) starke Ortsbindungen (Dargebot, Flächenverfügbarkeit) Infrastruktur- und Koordinationsbedarf Kapitalkostenintensität und (sehr weitgehend) Grenzkosten von Null neue Elemente im Marktdesign werden notwendig Dezentralität (für signifikante Teile des Systems) Perspektivisch massive indirekte Transfers (Marktdesign-Anpassung notwendig), Koordinationsbedarf, ökonomische Partizipation Infrastrukturintensität neue Herausforderungen bei Akzeptanz und Regulierung

11 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Ausbau Erneuerbarer verschärft die Herausforderung EUR / kw Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten Der Ausbau der erneuerbaren Energien reduziert Betriebszeiten und Deckungsbeiträge konventioneller Kraftwerke Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2) Börsenpreis-Dauerline bei Anteilen regenerativer Stromerzeugung >50% Erneuerbare Energien produzieren (bei hohen Anteilen) ganz überwiegend dann, wenn der Strompreis kleiner/ gleich Null sein wird! Öko-Institut 2015

12 Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes Das Missing-Money-Problem der Erneuerbaren Das Missing-Money-Problem im erneuerbaren Segment 1) Kann der EOM in den Zeiträumen jenseits der Spitzeneinspeisung von Sonne und Wind Preise erzeugen, die zur Refinanzierung der Investitionen und Wind- und Solarkraftwerke ausreichen? Theoretisch sind solche Konstellationen zumindest für bestimmte Anteile der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie vorstellbar, es bedürfe jedoch extrem hoher und aus heutiger Sicht: sehr unwahrscheinlicher Brennstoff- bzw. CO2-Preise. 2) Wird der Regulierer angesichts solch hoher Preisniveaus, v.a. für CO2-Zertfikate auf Eingriffe verzichten??! 3) Mit welchen Risikozuschlägen (wenn überhaupt) sind in dieser Situation Investitionen in regenerative Kraftwerke möglich??! Neben dem Missing-Money-Problem gibt es im erneuerbaren Segment ein Missing-Coordination-Problem! Im Fördersystem des EEG spielt es keine Rolle, ob regenerative Kraftwerke so ausgelegt und betrieben werden, dass möglichst werthaltiger Strom produziert wird

13 Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (1) Können/werden (sehr hohe) Preisspitzen in Knappheitssituationen eine belastbare Basis für die Deckung der fixen Betriebskosten bzw. die Refinanzierung von Investitionen bilden? Ja: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns (Strombörse) Nein: Ergänzung des Energy-only-Marktes durch Kapazitätsmechanismen, die zusätzliches Einkommen für die Bereitstellung gesicherter Leistung schaffen Ist (breite) Versorgungssicherheit ein heute schon privates, ein privatisierbares oder strategisch zu privatisierendes Gut? Ja: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns oder Übergang zu einem Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage (Kapazitätsnachfrage ergibt sich aus der Summe der Verbraucherpräferenzen) Nein: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler Nachfrage (Explizite Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus und Ausschreibung von Kraftwerkskapazitäten)

14 Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment Was ist Versorgungssicherheit für ein Gut? Die Inanspruchnahme bestimmter Güter kann soll nicht kann nicht ausgeschlossen werden Bei der Inanspruchnahme bestimmter Güter herrscht Rivalität herrscht ab einer bestimmten Nutzungsdichte Rivalität herrscht keine Rivalität z.b. Lebensmittel, Investitionsgüter z.b. private Erholungsparks z.b. Pay-TV z.b. Arbeitsvermittlung z.b. Nutzung öffentlicher Fernstraßen z.b. innere Sicherheit z.b. Gemeindeweiden z.b. Nutzung innerstädtischer Straßen z.b. Straßenbeleuchtung Private Güter Meritorische Güter Allmende-Güter Klub-/ Mautgüter Öffentliche Güter Öko-Institut 2015

15 Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (2) Werden für die Refinanzierung von Neu-Investitionen längerfristig berechenbare Einkommensströme aus Kapazitätsmechanismen benötig? Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler Nachfrage (u.a. Ausschreibung für wettbewerblich ermittelte, aber länger laufende Kapazitätszahlungen für neue Kraftwerks-, Nachfrageflexibilitäts- bzw. Speicher-Kapazitäten) Nein: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns oder Übergang zu einem Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage Spielen die für Verbraucher entstehenden Kosten aus Kapazitätszahlungen und Strommarkteffekten eine wichtige Rolle? Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarkt mit zentraler Nachfrage, der nur die Kapazitäten adressiert, die mit wirtschaftlichen Problemen konfrontiert sind Nein: Übergang zu Kapazitätsmarktmodellen mit zentraler oder dezentraler Nachfrage, die Kapazitätszahlungen für den gesamten Kraftwerkspark vorsehen

16 Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (3) Sollen neben der Gewährleistung von Versorgungssicherheit über das Kapazitätsmarkt-Instrument noch weitere Ziele bzw. entsprechende Absicherungen (Vermeidung klimaschutzpolitisch problematischer Entwicklungen, gezielter Aufbau von Flexibilitäten im Stromsystem) verfolgt werden? Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler Nachfrage und selektiven Kapazitätszahlungen für klimafreundliche und flexible Kapazitäten Nein: Übergang zu einem umfassenden (nicht-selektiven) Kapazitätsmarktmodell mit zentraler oder dezentraler Nachfrage, das allein Versorgungssicherheit adressiert und keine Differenzierung bzgl. Emissionen oder Flexibilität für die unterschiedlichen Kapazitäten vorsieht

17 Strommarktdesign im regenerativen Segment Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (1) Soll die Wertigkeit des erzeugten Stroms bei Auslegungs- und Betriebsentscheidungen eine Rolle spielen? Ja: Übergang zu einem Finanzierungssystem auf Basis fester Prämien Nein: Beibehaltung des Festpreissystems Sollen/können die Finanzierungsbeiträge (im Kontext des liberalisierten Strommarkts) weiterhin administrativ festgelegt werden? Ja: Beibehaltung des Festpreissystems Nein: Übergang zu Modellen mit wettbewerblicher Preisbildung (Ausschreibungen, Quoten) Ist der Abbau von Verzerrungen des Strompreissignals der Strombörse (z.b. negative Preise) notwendig oder sinnvoll? Ja: Übergang von Strommengen- auf Kapazitätsprämien Nein: Beibehaltung des Festpreissystems (im Kontext der gleitenden Marktprämie) oder Übergang zu Strommengenprämien

18 Strommarktdesign im regenerativen Segment Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (2) Werden für die Refinanzierung von Investitionen längerfristig berechenbare Einkommensströme benötig? Ja: Beibehaltung des Festpreissystems oder Übergang zu Ausschreibungsmodellen Nein: Übergang zu Quotenmodellen Soll/kann der Finanzierungsmechanismus für regenerative Energien technologieneutral ausgestaltet werden Ja: Übergang zu technologieneutralen Festpreisen oder technologieneutralen Ausschreibungs- bzw. Quotenmodellen Nein: Nein Verbleib bei Festpreissystemen oder Übergang zu technologiespezifischen Ausschreibungsmodellen

19 Im Überblick: Die anstehende Transformation einer polarisierten Struktur des Strommarktes EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung a) Invest, produce & forget b) national Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise a) Produce & forget about investments b) Europa Konventionelle Energien Das zukünftige Stromsystem: koordinationsintensiv (flexibler Dispatch, Systemdienstleistungen) kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ) Erneuerbare Energien Zahlungen für gesicherte Kapazität Zahlungen für Energie & Systemdienstleistungen Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität a) Welcher Weg dorthin? b) Wieviel Europa in welcher Etappe

20 Das Zielsystem für das Strommarkt-Arrangement Ökonomische Basis = Koordination + Investitionssicherung Kapazitäts- und Flexibilitäts-Markt** SDL-Märkte* Regenerativ- (Kapazitäts-) Markt** Erzeugungssegment des Stromsystems Infrastruktursegment des Stromsystems Nachfragesegment des Stromsystems ** Finanzierungssegmente Energy-only- Markt* Infrastruktur- Regulierung Marktsegmente (nach Primärfunktion): * Koordinationssegmente

21 Übergangsoption #3 (#1 & 2 gern auf Nachfrage) Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten Erneuerbare Energien EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Einheitsmodell, hohe Differenzierung Fokussierte Kapazitätsmärkte (EOM-) Marktpreis- Signale Vorschlag: (schrittweise) einführen, Wertoptimierte in Förderung (schrittweise) Kapazitätszahlungen überführen und lernen! EEG-Reform Zahlungen für gesicherte Kapazität Das zukünftige Stromsystem: koordinationsintensiv (flexibler Dispatch, Systemdienstleistungen) kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ) Strommarkt nach der Liberalisierung: Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise Kapazitätsmarkt-Zahlungen (schrittweise Vorschlag: und differenziert) einführen und lernen! Zahlungen für Energie & Systemdienstleistungen Zahlungen für andere (CO2-freie) Kapazität Konventionelle Energien Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & Integration

22 Die Diskussion um das neue Marktdesign Grundsätzliche Fragen Hat das alles noch etwas mit Markt zu tun? die Marktfrage entscheidet sich daran, WIE Preise entstehen, durch administrative Festlegung (wie Festpreise im aktuellen EEG) oder im Wettbewerb (Festprämien-Ausschreibungen für Erneuerbare, Kapazitätsmärkte, Strombörse) die Marktfrage entscheidet sich NICHT daran, wer die Nachfrage festlegt (vgl. z.b. den Markt für Kfz-Haftpflichtversicherungen) ein marktlicher Rahmen ist b.a.w. im EU-Rahmen rechtlich bindend Wo stehen wir momentan im politischen Prozess in Deutschland? Die Bundesregierung will erkennbar in dieser Legislaturperiode eine Entscheidung zu Kapazitätsmärkten vermeiden, dies wird (faktisch) in die nächste Legislaturperiode verschoben Die Bundesregierung wird 2016 den weitgehenden Übergang zu Ausschreibungen im EEG vollziehen, Strukturreformen werden auf die nächste Legislaturperiode verschoben Hinweis: Die Europäische Kommission wird 2015/2016 eigene Vorstellungen zum Rahmen für Kapazitätsmärkte und Finanzierung Erneuerbarer öffentlich machen

23 Strommarktdesign im europäischen Kontext Realitäten und Perspektiven Spannungsfelder unterschiedliche Kompetenzzuweisungen für Binnenmarkt (Europäische Union) Versorgungssicherheit (Mitgliedstaaten) Energiemix (Mitgliedstaaten) kurz- und mittelfristig bleibt die Bereitschaft zur Kompetenzverlagerung in Richtung EU fraglich, das Beihilferecht ist als Harmonisierungsmechanismus nicht geeignet (sehr) unterschiedliche Entwicklungsstadien bei Systemtransformation sowie Investitions- und Politikzyklen in den Mitgliedstaaten Erfolgversprechende Ansätze regionale Kooperation und partielle Integration Mengenabstimmung Entwicklung von gemeinsamen Ziel-Modellen bis auf Weiteres: Konvergenz statt Harmonisierung

24 Zum Weiterlesen Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft, Raue LLP (2012): Fokussierte Kapazitätsmärkte. Ein neues Marktdesign für den Übergang zu einem neuen Energiesystem. Berlin, 8. Oktober Öko-Institut (2014): Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0. Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign. Berlin, Oktober Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft (2015): Die Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes und die aktuellen Kapazitätsmarkt-Vorschläge in der Diskussion. Kommentierung und Bewertung der Impact-Assessment-Studien zu Kapazitätsmechanismen im Auftrag Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie sowie die Einordnung des Fokussierten Kapazitätsmarktes. Berlin, Februar

25 Besten Dank für Ihre Aufmerksamkeit Dr. Felix Chr. Matthes Energy & Climate Division Büro Berlin Schicklerstraße 5-7 D Berlin twitter.com/felixmatthes