EEG 2.0: Ein neues Marktdesign für die EE Stromerzeugung?

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1 Tagung: Energie in Deutschland - Die Zukunft des Marktes und innovative Technologien Seite

2 Unternehmensprofil enervis 2001 gegründet und spezialisiert auf die energiewirtschaftliche Beratung Unsere Kernaktivitäten: Markt- und Wettbewerbsanalysen, Marktdesignanalysen (EE + Konventionelle) Langfristige Preisprognosen und Szenarioberechnungen Strommarkt, Regelenergiemarkt, Intraday Kraftwerkseinsatzmodellierung auf Basis Großhandels-, Intraday- und Regelenergiemarkt Kraftwerke und Speicher: Businessplanung, Deckungsbeitragsrechnung Erneuerbare: Projektbewertung, Due Diligence, Marktanalysen, Direktvermarktung EEG Unsere Kundenbasis: Großindustrielle Verbraucher Deutsche Energieversorgungsunternehmen (Strom und Gas): Stadtwerke und regionale Energieversorger Europäische Strom- und Gasversorger Kraftwerksbetreiber, Gaserzeuger Verbände (z.b. VKU e.v.); Unternehmensnetzwerke Seite 2

3 Entwicklung der EE-Förderkosten Die EEG-Förderkosten sind massiv gestiegen; die EEG Kosten geraten zunehmend in den öffentliche Fokus; der Druck auf die Politik steigt Entwicklung der EEG Förderkosten (absolut / spezifisch) Entwicklung der EEG-Umlage und des öffentlichen Interesses [Mrd. real 2011] [ real 2011 / MWh] [% vs. Max.] [ct nominal / kwh] Januar 09 April 09 Juli 09 Oktober 09 Januar 10 April 10 Juli 10 Oktober 10 Januar 11 April 11 Juli 11 Oktober 11 Januar 12 April 12 Juli 12 Oktober 12 Januar 13 April 13 Juli 13 Oktober 13 0 EEG Differenzkosten [Mrd. real 2011] Durchschnittliche Differenzkosten [ real 2011 / MWh] Quelle: Berechnung enervis basierend auf BMU-Daten; ab 2012 Prognosewerte EEG-Umlage ohne Befreiungstatbestände [ct /kwh] Google Suchanfragen nach dem Begriff 'EEG-Umlage' [% vs. Max.] Quelle: Google Trends Seite 3

4 Diskutierte Vergütungsmodelle Schematische Darstellung der Grundtypen; Mischformen möglich Förderkomponente Markterlöse Spezifische Erlöse [ /MWh] Betriebsdauer Einspeisevergütung ( EEG ) Fixer Tarif ( /MWh) Vergütung ist über eine definierte Vergütungsdauer garantiert Der Anlagenbetreiber trägt grundsätzlich kein Preisrisiko Das Marktwertrisiko wird sozialisiert Fixer Bonus Fixer Bonus ( /MWh) zusätzlich zum Marktpreis Vergütung ist über eine definierte Vergütungsdauer garantiert Der Anlagenbetreiber trägt das Strompreisrisiko Quotenmodell Verpflichtung der Versorger Strom mit vorgegebene EE- Quote an Kunden zu liefern, sonst Pönale Handelbare Zertifikate für EE-Produktion (Marktpreis Zertifikate) Der Anlagenbetreiber trägt das Strompreis- und Zertifikatepreisrisiko Seite 4

5 EE-Fördermechanismen in Europa Status Quo (Ende 2011) und Ausblick (Fokus Onshore & PV) UK (QM mit Banding / EV) QM wurde in 2010 mit einer EV für Anlagen < 5MW ergänzt Contracts for Difference angekündigt Norwegen & Schweden Ab 2012 ein gemeinsames QM Keine Differenzierung nach Technologien Frankreich (EV) EV garantiert feste Vergütung über 15 Jahre Für Offshore-Projekte werden Ausschreibungen durchgeführt Polen Bisher QM ohne Banding Für 2013 wurde die Einführung einer EV angekündigt Spanien (EV / PM ) Erzeuger können zwischen EV und PM wählen Fördersysteme ab 2013 ausgesetzt Deutschland Mindestvergütung durch EV oder Marktprämienmodell Insb. mengenbasierte Mechanismen in der Diskussion Einspeisevergütung (EV) Fixer Bonus (PM) Quotenmodell (QM) Quelle: Recherchen enervis; RE-Shaping: Indicators assessing the performance of renewable energy support policies in 27 Member States ; Seite 5

6 Übersicht der zentralen EE-Marktdesignoptionen Dimensionen: Wettbewerb zwischen den EE und Markintegration Kostenwettbewerb zwischen den EE-Projekten Kein Wettbewerb Wettbewerb im Marktzugang (z.b. Ausschreibung) Marktpreisbildung für die Förderung (z.b. Zertifikatehandel) Ausgestaltung des Vergütungsrechts Anlagenbetreiber trägt kein Marktpreisrisiko Anlagenbetreiber trägt Marktpreisrisiko Einpeisevergütung Fixer-Bonus Quotenmodell Seite 6

7 Übersicht der zentralen Positionierungen Dimensionen: Wettbewerb zwischen den EE und Markintegration Kostenwettbewerb zwischen den EE-Projekten Kein Wettbewerb Wettbewerb im Marktzugang (z.b. Ausschreibung) Marktpreisbildung für die Förderung (z.b. Zertifikatehandel) Ausgestaltung des Vergütungsrechts Anlagenbetreiber trägt kein Marktpreisrisiko Anlagenbetreiber trägt Marktpreisrisiko * Rein indikative Zuordnung der Stellungnahmen Seite 7

8 Fazit & Zeitlicher Rahmen der Diskussion Nationale & europäische Dimension Prognose EEG- Umlage Heute 2014: EEG- Erfahrungsbericht 2018: EUC: post 2020 roadmap a /2013: Bundestagswahl EEG-2015? Post 2020 regime? Isolation Kooperation Integration Die Entwicklung der Förderkosten setzt das EEG unter Anpassungs- und insb. Effizienzdruck. Zentrale Punkte: Wettbewerb und Marktintegration. Mengenbasierte Mechanismen werden von vielen Akteuren wegen ihrer Wettbewerblichkeit und des Potenzials zur Mengensteuerung propagiert. Europäisch und national stehen eine Vielzahl von Modellen in der Diskussion; diese ist nicht abgeschlossen. Bisher nur wenige detaillierte Vorschläge im Auftrag von Marktakteuren. Die Diskussion wird sich in den nächsten Monaten intensivieren. Mittel- bis langfristig werden die EU- Rahmenbedingungen die Entwicklung bestimmen Seite 8

9 Dipl.-Ing. Julius Ecke Berater Beratungsschwerpunkte Energiewirtschaft Curriculum Vitae Dipl. Wirtschaftsingenieur TU-Berlin; Schwerpunkte Energiewirtschaft und -Technik Werkstudententätigkeit/Praktika in der Energiewirtschaft (z.b. Siemens AG, enervis ) Biomethan und Seit 01/2011 Analyst bei der enervis energy advisors GmbH CO2. Seit 10/2011 Berater bei der enervis energy advisors GmbH Märkte: Strom, Marktdesignfragestellungen Markt- und Wettbewerbsanalysen Fon: +49 (0) Mobil:.:+49 (0) julius.ecke@enervis.de Seite 9