Stromsystem-Design: Das EEG 2.0 und Eckpfeiler eines zukünftigen Regenerativwirtschaftsgesetzes. U. Klann

Stromsystem-Design: Das EEG 2.0 und Eckpfeiler eines zukünftigen Regenerativwirtschaftsgesetzes U. Klann Saarbrücken, 12.03.2014

Ergebnisse aus der gleichnamigen Studie Auftraggeber: Baden-Württemberg Stiftung ggmbh Kriegsbergstr. 42 70174 Stuttgart Auftragnehmer: IZES ggmbh (Federführung) Institut für ZukunftsEnergieSysteme Prof. Dr. Uwe Leprich Altenkesseler Str. 17 66115 Saarbrücken Tel.: +49-(0)681-9762-840 Fax: +49-(0)681-9762-850 E-Mail: leprich@izes.de Prof. Dr. Peter Bofinger Lehrstuhl VWL I Universität Würzburg Sanderring 2 97070 Würzburg BET Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH Dr. Michael Ritzau Alfonsstr. 44 52070 Aachen Tel.: +49-(0)241-47062-420 Fax: +49-(0)241-47062-600 E-Mail: michael.ritzau@bet-aachen.de Autoren: U. Leprich, K. Grashof, H. Guss, U. Klann, A. Weber, A. Zipp (alle IZES) P. Bofinger (Universität Würzburg) M. Ritzau, R. Kremp, R. Schemm, L. Schuffelen (alle BET) 2 [04.02.2014] Saarbrücken, Würzburg, Aachen, den 10.10.2013

Vorbemerkung Rahmen: Zielperspektive: 35-40% EE-Anteil Zeithorizont: bis etwa 2020 Neuanlagen Zielsetzung: Wesentliche Eckpunkte (keine Detaillösungen) 3 [04.02.2014]

Agenda 1. Wesentliche Kriterien 2. Übersicht über Finanzierungsmechanismen 3. Diskussion der Finanzierungsmechanismen 4. Differenzierung der Finanzierungsmechanismen nach EE-Technologien 5. Optionenmodell für Wind-Onshore, PV und Wasserkraft 6. Finanzierungsmechanismus für Bioenergieanlagen 7. Zusammenfassung 4 [04.02.2014]

1. Wesentliche Kriterien Erreichung des Ausbauziels Erhalt der Akteursvielfalt Kosteneffektivität Technologieentwicklung (insbes. Weitere Senkung der Stromgestehungskosten von FEE) Anreize zur Flexibilisierung (insbesondere von konventionellen Kraftwerken) Mengen an untergebrachten Fluktuierenden Erneuerbaren Energien (FEE) 5 [04.02.2014]

Übersicht über Finanzierungsmechanismen Einspeisevergütung Gleitende Marktprämie Fixe Marktprämie Kapazitätsprämie Quote Physische Wälzung Vermarktung Vergütung/ Prämie administrativ festgelegt Menge administrativ festgelegt Ausschreibung 7 [04.02.2014]

Übersicht über Finanzierungmechanismen - Erlösströme /MWh /MWh Managementprämie /MWh Fixe Marktprämie Gleitende Marktprämie Einspeisevergütung Strommarkterlös Strommarkterlös Jan Dez Jan Dez Jan Dez /MWh Erlös aus Zertifikaten /MWh /MW + Strommarkterlös Strommarkterlös Kapazitätsprämie Jan Quote Dez Jan Dez Jan Kapazitätsprämie Dez Quelle: Nach Steinhaus (2013) 8 [04.02.2014]

Übersicht über Finanzierungsmechanismen: Gleitende Marktprämie erzielter ø-strompreis entspricht technologiespez. Durchschnitt (Summe = Einspeisevergütung+ Managementprämie) erzielter ø-strompreis unterhalb technologiespez. Durchschnitt erzielter ø-strompreis oberhalb technologiespez. Durchschnitt Strommarkterlös Gleitende Marktprämie im engeren Sinn Managementprämie 9 [04.02.2014]

Übersicht über Finanzierungsmechanismen: Ausschreibung Ausschreibung - Idealisierte Idee: Gesamtmenge entsprechend Ausbauziel wird ausgeschrieben Prämienhöhe in /MWh Ausbauziel Unterteilung in Lose, die den jeweiligen Größen der einzelnen potentiellen Projekte (A, B, ) entsprechen Höhe der zu zahlenden Prämie oder des Einspeisetarifs richtet sich nach den Stromgestehungskosten der einzelnen günstigsten erforderlichen Projekte Zu zahlende Prämien /MWh A B C D F G Menge in MWh 10 [04.02.2014]

Diskussion der Finanzierungsmechanismen Differenzierung Produzentenrente wird ohne Differenzierung nach Technologie maximiert Produzentenrente wird ohne Differenzierung innerhalb einer Technologie erhöht =>nur Mechanismen mit - Differenzierung nach Technik - Differenzierung innerhalb Wind-onshore =>Quotenmodell auszuschließen Preis in /MWh Technologiedifferenzierung zudem wichtig: - Ermöglicht Technologieentwicklung - Vermeidet technologische Lock-in Effekte Menge in MWh 12 [04.02.2014]

Diskussion der Finanzierungsmechanismen - Ausschreibung Keine breite unmittelbare Einführung von Ausschreibungen, da häufige Zielverfehlungen im Ausland an der Zielsicherheit des Instruments zweifeln lassen festzulegen ist, was wann und wo in welchem Umfang auszuschreiben ist sie einen hohen administrativen Aufwand erfordern sie möglicherweise größere Unternehmen und Anlagenklassen begünstigen; eine reduzierte Anzahl möglicher Bieter erschwert die Marktmachtbegrenzung ihr Design auf Basis theoretischer, experimenteller und empirischer Erkenntnisse sehr komplex ist und erwartete Ausschreibungsergebnisse sensitiv auf Designvariationen reagieren können Ausschreibungen sind eine sehr interessante Alternative zur administrativen Festlegung von Vergütungen. Vor ihrer möglichen Einführung sind jedoch noch viele Umsetzungsfragen zu beantworten. Testweise Einführung evtl. in Bereich mit großen Unternehmen, da diese mit der Komplexität wahrscheinlich umgehen können und keine Verdrängung von potentiellen Anbietern zu erwarten ist. 13 [04.02.2014]

Übersicht über Finanzierungsmechanismen Einspeisevergütung Gleitende Marktprämie Fixe Marktprämie Kapazitätsprämie Quote Wälzung Vermarktung Vergütung/ Prämie administrativ festgelegt Ausschreibung - Differenzierung nach Technologie - zumindest Wind-onshore: Differenzierung nach Standortgüte Menge administrativ festgelegt 14 [04.02.2014]

Diskussion der Finanzierungsmechanismen Anreize zur bestmöglichen Vermarktung Anreiz für Abregelung von FEE-Erzeugung Entlastung der EEG-Umlage Anreize zur Flexibilisierung konvent. Kraftwerke Risiken für Anlagenbetreiber* Einspeisevergütung (FIT) Nein (evtl. durch Anreize für ÜNB) (abhängig von Vermarktungsregel) (abhängig von Vermarktungsregel) (abhängig von Vermarktungsregel) Nur Mengenrisiko Kapazitätsprämie sehr stark Etwa bei Preis unter 0 /MWh Fixe Marktprämie weniger stark als Kapazitätsprämie Etwa bei Preis unter minus fixe Marktprämie Gleitende Marktprämie Geringerer Anreiz als bei fixer Marktprämie Ungefähr bei minus (Vergütung plus Managementprämie) Potentiell sehr stark Potentiell stark Potentiell weniger stark schwach stark stark Preis- und Mengenrisiko Preis- und Mengenrisiko Mengenrisiko und eingeschränktes Preisrisiko *Höheres Risiko erhöht tendenziell Kosten u. kann Akteursvielfalt verringern. 15 [04.02.2014]

Diskussion der Finanzierungsmechanismen Einspeisevergütung, Kapazitätsprämie und Marktprämien als Optionen Einspeisevergütung ist u.a. aufgrund geringer Risiken für Anlagenbetreiber weiterhin sehr interessant und kann durch vielfältige Gestaltungsoptionen angepasst werden Entscheidung für eine Direktvermarktung ist Entscheidung für eine Marktprämie oder Kapazitätsprämie Wahl hängt davon ab, welche Ziele mit der Direktvermarktung verfolgt werden Wahl kann Eigenschaften verschiedener Technologien berücksichtigen 16 [04.02.2014]

Differenzierung der Finanzierungsmechanismen nach EE- Technologien Das bisherige einheitliche Vergütungsmodell des EEG wird den Charakteristika der unterschiedlichen EE-Technologien nicht gerecht; daher sollten mehrere Finanzierungsmodelle passend zu den Technologien angeboten werden. 18 [04.02.2014]

Differenzierung der Finanzierungsmechanismen nach EE- Technologien - Vorschläge auf einen Blick 19 [04.02.2014]

Optionenmodell für Wind-Onshore, PV und Wasserkraft - Rahmen Um gleichzeitig Akteursvielfalt zu erhalten und Chancen einer Direktvermarktung von FEE zu erkunden, haben Neuanlagen die einmalige unwiderrufliche Wahl (Optionenmodell) zwischen Bürgermodell (Einspeisevergütung) und Integrationsmodell (Kapazitätsprämie) In beiden Modellen: Technologiespezifische Vergütung und zumindest bei Windkraft Standortdifferenzierung zur Vermeidung von überhöhten Renditen und Erhalt eines Technologie-Mixes In beiden Modellen wird die Vermarktung so geregelt, dass merklich negative Börsenstrompreise vermieden werden und damit die EEG-Umlage entlastet wird Standortspezifische Vergütung liefert einen Beitrag zum netzverträglichen Ausbau der EE I. Allg. keine Entschädigung für netzbedingte Abregelung: Investoren erhalten einen Anreiz, Standorte mit gut ausgebauten Netzen zu entwickeln (Anreiz inflexible konvent. Kraftwerke zu flexibilisieren kann ggf. durch ein vorgeschlagenes Pönalenmodell auf Niveau wie bei Einspeisevorrang von FEE gehalten werden) 21 [04.02.2014]

Optionenmodell für Wind-Onshore, PV und Wasserkraft - Überblick Das Optionenmodell wahrt die Akteursvielfalt, indem es sowohl risikoaversen Investoren entgegenkommt als auch Investoren mit höheren 22 [04.02.2014] Renditeansprüchen ermöglicht Vermarktungswege zu erkunden

Finanzierungsmechanismus für Bioenergieanlagen Ausgewählte Ziele bei der Verstromung von Biomasse: Mögliche flexible Fahrweise der Anlagen zur Flankierung der FEE nutzen Ersatz von nuklearen und fossilen Kraftwerken bei Systemdienstleistungen Einsatz nach Wind und PV, aber vor nuklearen und fossilen Kraftwerken Vollständige Refinanzierung plus angemessene Rendite neuer Anlagen (bei der anvisierten, flexiblen Fahrweise) 24 [04.02.2014]

Finanzierungsmechanismus für Bioenergieanlagen Angestrebte Einordnung der Biomasse in der Merit-Order sonstige Biomasse Erdgas FEE Kernkraft Braunkohle Steinkohle 25 [04.02.2014]

Finanzierungsmechanismus für Bioenergieanlagen Finanzierungselemente für Bioenergieanlagen: Fixe Marktprämie auf jede eingespeiste kwh in Höhe der Differenz zwischen dem angestrebten maximalen Gebotsniveau (z.b. 2 ct/kwh) und den tatsächlichen (prognostizierten) Brennstoffkosten der Anlage ermöglicht angestrebte Platzierung in der Merit Order Fixe Kapazitätsprämie in /kw ermöglicht unter Berücksichtigung der prognostizierten Stromund Wärmeerlöse und den möglichen Vermarktungserlösen rentable Investitionen Ggf. Ergänzung um einen Renditekorridor durch Erlösober- und -untergrenzen in Abhängigkeit der Strompreisentwicklungen Förderzeitraum nach Vollbenutzungsstunden (nicht Jahre), um flexible Fahrweise wirtschaftlich attraktiver zu machen Förderung von Wärme(Kälte)netzen- und -speichern, um flexible Fahrweise zu unterstützen Die Finanzierung neuer Bioenergieanlagen sollte zukünftig über eine Kombination aus einer fixen Markt- und Kapazitätsprämie erfolgen. 26 [04.02.2014]

Zusammenfassung Diskussion der Finanzierungsmechanismen: Kosteneffizienz erfordert eine Technologiedifferenzierung und zumindest für Wind- Onshore eine Differenzierung innerhalb einer Technologie 27 [04.02.2014] Ein Quotenmodell kann dies nicht praktikabel leisten, deshalb ist es auszuschließen Ausschreibungen als Alternative zu administrativen Festlegungen von z.b. Prämien interessant; vor ihrer breiten Einführung sind aber noch zahlreiche Umsetzungsfragen zu klären => aktuell keine allgemeine Option Den unterschiedlichen Eigenschaften von EE-Technologien können nur technologiespezifisch gewählte Finanzierungsmechanismen gerecht werden PV, Windkraft-Onshore, Wasserkraft: Wahl zwischen Einspeisevergütung und Kapazitätsprämie erhält Akteursvielfalt, Technologieentwicklung ermöglicht die Erkundung von Chancen einer FEE-Vermarktung Biomasse: Durch Kombination von fixer Marktprämie u. Kapazitätsprämie kann Steuerbarkeit von Biomasseanlagen genutzt, Vorrang vor konventioneller Erzeugung gesichert werden und vermieden werden, dass sie FEE systematisch verdrängt

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!