Braucht die Energiewende ein neues Marktdesign? Aktuelle regulatorische Herausforderungen aus Sicht der Bundesnetzagentur

Braucht die Energiewende ein neues Marktdesign? Aktuelle regulatorische Herausforderungen aus Sicht der Bundesnetzagentur Barbie Haller, Referatsleiterin Wirtschaftliche Grundsatzfragen der Energieregulierung Abschlussworkshop DESIRE Essen, 03.09.2014 www.bundesnetzagentur.de

Herausforderungen der Energiewende 3 zentrale Herausforderungen: Auseinanderfallen von Erzeugung und Nachfrage Netzengpässe Ausbau dargebotsabhängiger Erzeugung Bereitstellung und Finanzierung von gesicherten Kapazitäten kurzfristig fluktuierende Erzeugung ( steile Rampen ) Bereitstellung von kurzfristiger Flexibilität 2

Herausforderung: Netzengpässe

Zukünftiger Transportbedarf heute in 10 Jahren Leistungsbilanz Leistungsbilanz Quelle: Übertragungsnetzbetreiber 4

Herausforderungen der Energiewende Netzengpässe Kapazität (Pmax) Flexibilität (DP) 2014 Netzausbau ResKV Systemreserve / Weiterentwicklung Regelenergiemarkt Kapazitätsmarkt Marktliche Lösungen (z.b. DSM, EinsMan, Speicher oder flex. KW) 2025 5

Aktueller Stand im NEP-Prozess 1. Entwurf durch Netzbetreiber 3. Entwurf durch Netzbetreiber 5. Entwurf der BNetzA Aktueller Stand 7. Antrag durch Netzbetreiber 9. Antrag durch Netzbetreiber 2. Genehmigung durch BNetzA 4. Bestätigung durch BNetzA 6. Gesetz von Bundestag und Bundesrat Beteiligungsmöglichkeiten im Gesamtverfahren 8. Entscheidung durch BNetzA 10. Planfeststellung durch BNetzA Energiewirtschaftliche Bedarfsermittlung Planung konkreter Vorhaben 6

Netzausbaubedarf gemäß NEP 2013 Ergebnisse der NEP- Bestätigung durch die BNetzA: rund 2.650 km Neubautrassen (davon 3 HGÜ-Korridore) rund 2.800 km Optimierungsund Verstärkungsmaßnahmen von 90 vorgeschlagenen Maßnahmen wurden 56 bestätigt Geschätzter Investitionsbedarf bis 2023: ca. 16 Mrd. Euro Aus dem EnLAG sind bislang 416 von 1.877 Kilometern (22%) realisiert. 7

Aktueller Sachstand Stilllegungsanzeigen 49 Stilllegungsanzeigen gemäß 13a EnWG Gesamtleistung 13,7 GW genügend gesicherte Erzeugung bis ca. 2020 Problem: unzureichende Verteilung durch unzureichendes Netz Stilllegungsverbot wegen Systemrelevanz : 9 Kraftwerksblöcke (1,7 GW) der Kraftwerke Marbach, Walheim, Ingolstadt, Heilbronn 9

Reservekraftwerksverordnung / 13a EnWG Bestandskraftwerke Systemanalyse Worst case - Szenarien Interessenbekundungsverfahren Reservebedarfsbestimmung falls Neubau notwendig Ausschreibungsverfahren für Neubau Stilllegungsanzeige nicht systemrelevant Prüfung der Systemrelevanz Stilllegung 1 Jahr Stilllegungsverbot BNetzA ÜNB systemrelevant Ausweisung der Systemrelevanz Genehmigung der Ausweisung der Systemrelevanz Netzreserve Stilllegungsverbot 10

Bedarf an Netzreserve für die kommenden Jahre Winter 2014/15: Reservebedarf von 3091 MW Kontrahierung von 64 MW erfolgt derzeit Winter 2015/16 (Abschaltung Grafenrheinfeld): Reservebedarf von 6000 MW Kontrahierung von 2673 MW erfolgt derzeit Winter 2017/18 (Abschaltung Gundremmingen B): Reservebedarf von 7000 MW Kontrahierung von 3076 MW erfolgt derzeit In allen untersuchten Jahren: kein Neubaubedarf festgestellt 11

Herausforderungen: Kapazität und Flexibilität

Entwicklung der Erzeugungskapazitäten Leistung [GW] 2003 2013 2024 (NEP Szenario B) Konventionelle Kraftwerke 109,9 99,9 84,9 Erneuerbare Energien 18,8 79,8 138,6 Gesamt 128,7 179,7 223,5 Jahreshöchstlast 76,3 86,9 84 Energiewende bedeutet starken EE-Kapazitätszubau Quellen: UCTE, BMWi, NEP 2014 Weiterhin erhebliche konventionelle Kapazitäten notwendig für die Versorgungssicherheit Diese zusätzlichen Kapazitäten müssen über eine annähernd gleichbleibende Anzahl an Kilowattstunden refinanziert werden 13

Entwicklung der Erzeugungskapazitäten MW Aufnahme kommerzielle Stromeinspeisung / Endgültige Stilllegung von dargebotsunabhängigen Kraftwerken (Bundesweite Plandaten 2014-2018) 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0-1.000-2.000-3.000-4.000-5.000-6.000-7.000-8.000-9.000-10.000-11.000-12.000-13.000 2014 2015 2016 2017 2018 383-2.555-19 -2.532 Jahr unbestimmt -24-705 Gesamt Braunkohle Erdgas Kernenergie Mineralölprodukte Pumpspeicher -5.451 Steinkohle Mehrere Energieträger Sonstige Energieträger Saldo 14

Herausforderung: Flexibilität Kalenderwoche 5 2011 80.000 MW 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Wind PV Verbrauch 15

Herausforderung: Flexibilität Kalenderw oche 5 2011 - Szenario B 2024 80.000 MW 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Wind PV Verbrauch 16

Weiterentwicklung des bestehenden Marktdesigns Weiterentwicklung Bilanzkreissystem: Bilanzkreise wichtigstes Element im bestehenden Marktdesign zur Planung und Kontrolle der Übereinstimmung von Erzeugung und Verbrauch Aktuelle Aktivitäten der BNetzA: Überarbeitung Ausgleichsenergiepreissystem (2012): Beseitigung von Arbitragemöglichkeiten Positionspapier zur Bilanzkreisbewirtschaftung (2013): Klarstellung der Bewirtschaftungspflichten, insb. aktive Viertelstundenbewirtschaftung Anpassung Standard-Bilanzkreisvertrag (Konsultation läuft): keine offenen Positionen im Intraday-Handel Diverse Verfahren zu Prognosepflichtverletzungen Etablierung eines Day-ahead-Viertelstundenhandels durch EXAA und EPEX-Spot 18

Weiterentwicklung des bestehenden Marktdesigns Weiterentwicklung Regelenergiemärkte Ziele: Flexibilisierung, effizientere Bereitstellung, Teilnahme von EE ermöglichen Aktuelle Überlegungen der BNetzA: Flexibilisierung der Ausschreibungsbedingungen: kleinteiligere/kurzfristigere Ausschreibungen Etablierung eines Sekundärhandels Einführung eines Kurzfrist-Regelarbeitsmarktes Einführung einer Systemreserve 19

Ausgestaltung Systemreserve Schaffung eines zusätzlichen Regelenergieproduktes als Airbag während des Übergangszeitraumes Förderung von Kapazität Beschaffung durch ÜNB analog zu bestehenden Regelenergieprodukten, ggf. nur positive Systemreserve Teilnehmer erhalten Leistungs- und bei Abruf Arbeitspreis Ausschreibungs- und Präqualifikationsbedingungen so ausgestaltet, dass auch Speicher und nachfrageseitige Potentiale teilnehmen können Förderung von Flexibilität Abruf durch ÜNB nach Abschluss aller Handelsgeschäfte, wenn andere Regelenergieprodukte ausgeschöpft sind keine Verzerrung der Marktsignale Refinanzierung über Ausgleichsenergiepreise und/oder Netzentgelte 20

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Barbie Haller Referatsleiterin Wirtschaftliche Grundsatzfragen der Energieregulierung +49 228 14 5704 barbiekornelia.haller@bnetza.de