Energiestrategie 2050 (Stand der Beratungen 2014) und neue Marktlage am Strommarkt Rudolf Rechsteiner UWIG
Energiestrategie 2050 übergeordnete Ziele
Einflussfaktoren auf das Mengengerüst
Bundesrat übernimmt umstrittenes Mengengerüst der Prognos von 2012 Neue ökologische Gesichtspunkte (zb. SATW 2014) «Gaskraftwerke nicht zwingend nötig» Wärme Kraft Kopplung=Konflikt (WKK) mit Klimazielen PV Dachanlagen mikroökonomisch wirtschaftlicher als Strom aus Gas PV wächst schneller Neue wirtschaftliche Gesichtspunkte: Zerfall der Strompreise macht Option Erdgas WKK unwirtschaftlich geworden. Stromimporte preislich hoch attraktiv Verbilligung Photovoltaik verbessert Marktchancen in der CH stetig.
Bundesrat plant minimes Wachstum bis 2020, basierend auf veralteten Prognosen (Prognos AG 2012) +1,65TWh 1.6 4.4 +2,8TWh Stand 2010: 1.65 TWh Stand 2013: 2.86 TWh + 1.2 TWh innert 3 Jahren 4.4 TWh möglicherweise schon 2016 erreicht, nicht erst 2020.
Vorschläge des Bundesrates im Bereich erneuerbare Energien Finanzielle Förderung Optimierung Einspeisevergütungssystem Unterstützende Massn. Raumplan. Konzept für den Ausbau der Erneuerbaren Explizites Recht auf Eigenverbrauch Nationales Interesse für grosse Anlagen Garantien für Tiefengeothermie rasche Bewilligungsverfahren in den Kantonen 10
Beschlüsse der Umweltkommission (UREK N) Bescheidene Ausbauziele bestätigt aktuelles Wachstum, verläuft deutlich steiler Verfahrensbeschleunigungen bestätigt Kein offizielles Ziel für Verbrauchssenkung Keine Pflicht zur Abwärmenutzung von fossilen Kraftwerken
Unterschiede zur Botschaft des Bundesrates (Beschlüsse UREK N) Direktvermarktung von Ökostrom wird an den Bundesrat delegiert Wahl zwischen zwei Modellen Einspeiseprämie Einmalvergütung mit Basisvergütung
Neuregelung der Vergütungen für Ökostrom Einspeisevergütung Einspeisevergütungssystem wird neu zum Einspeiseprämiensystem Berechnung der Gesamtvergütung für Ökostrom neu: Basisvergütung oder Marktpreis* + Einspeiseprämie = Gesamt Erlös * Bundesrat bestimmt über Direktvermarktung Einmalvergütung Berechnung der Vergütung: 1. Verbilligung der Investitionskosten durch Einmalvergütung 2. Erlöse beim Betrieb der Anlage: Basisvergütung oder Ersparnis bei Eigenverbrauch = Erlös zur Deckung der verbliebenen Investitionskosten und der Betriebskosten
Wie hoch ist die Basisvergütung? Gesetzesentwurf im Wortlaut Art 17 Abs. 3 «Die nach Artikel 1 vom Netzbetreiber abgenommene erneuerbare Elektrizität wird zu einem vom Bundesrat im Voraus für ein Jahr festgelegten Preis vergütet, wobei der Preis bei Bedarf nach Lieferzeiträumen differenziert werden kann. Der Bundesrat orientiert sich am schweizerischen Mittelwert der Endkundenpreise für Energie.» Schätzung Basisvergütung 2015 Mittelwert Energiepreis 2015 = 7,13 Rappen/kWh (Quelle: ElCom Rohdaten 2015)
Ausgangslage für Investoren (II) Anlagen mit Einspeiseprämie Investitionen mit Einspeiseprämie (anstelle der bisherigen Einspeisevergütung) Einspeiseprämie ist Zuschlag zur Basisvergütung/Börsenpreis Höhe der Einspeiseprämie weiterhin abhängig von Energieart, Anlagengrösse, Erstellungsdatum, Einspeiseperiode usw. Basisvergütung liegt eher höher als Börsennotierung Netzbetreiber erstatten Durchschnittspreis, den sie von Kunden erhalten. Differenzierung nach Lieferzeitpunkt möglich Fossiler Strom erhält nur Börsenpreis
Ausgangslage für Investoren (II) Investitionen mit Einmalvergütung Einnahmen für Erstellung einer Anlage: Investitionsbeitrag aus der KEV Kasse von max. 30% Einnahmen während dem Betrieb einer Anlage: Ersparnis des Bezugspreises bei Eigenverbrauch (Zeitgleicher Eigenverbrauch = Substitution von Netzgebühr, Abgaben, Energiekosten, bei kleinen Endverbrauchern im Tages Hochtarif 20 35 Rappen/kWh) Vergütung des überschüssigen Stroms zum Basistarif/Direktvermarktung
Regelung des Eigenverbrauchs: Optimierung der Einspeisungen möglich Wie funktioniert der Eigenverbrauch? Die Betreiber von Anlagen dürfen die selbst produzierte Energie am Ort der Produktion ganz oder teilweise selber verbrauchen (Eigenverbrauch). Es steht ihnen frei zu entscheiden, welchen Teil der von ihnen produzierten Energie sie wann veräussern. Als Alternative zur Einspeisung ins Netz können sie den Strom speichern: Boiler/Wärmepumpe Batterie
Einmalvergütung Investoren in PV Anlagen mit mehr als 10 kw Leistung kw haben die Wahl zwischen Einmalvergütung und Einspeiseprämie Heute beschränkt auf 10 30 kw Obergrenze wird im Entwurf Urek faktisch aufgehoben. Es gibt keine Warteliste, die Beiträge werden innert Jahresfrist ausbezahlt. Einmalvergütung besonders interessant Bei hohem Eigenverbrauch (Substitution von Strom zum Endverbraucherpreis) Bei Sofortprojekten, zb. Renovationen
Schweizer Strompreise sind seit 2009 nur minim gestiegen, für Grossverbraucher eher gesunken
Wie kann sich Ökostrom mengenmässig mit der neuen KEV Umlage von 2,3 Rappen entwickeln? (Schätzung) Wo nicht anders rubriziert: in Mio. CHF Jahr 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Einnahmenhöhe Rp./kWh 0.45 0.45 0.6 1.1 1.4 2.3 Bruttobudget aus Zuschlag Energiegesetz 256 259 345 633 806 1'324 Zweckbindung Rückerstattung Grossverbraucher 5 3 50 70 70 70 Zweckbindung wettbewerbliche Ausschreibungen 17 26 26 26 26 26 Zweckbindung Gewässerschutzfonds 57 57 57 57 57 57 Zweckbindung Grosswasserkraft 57 Nettobudget für KEV und Einmalvergütung 178 174 213 481 653 1'114 davon für Einspeisevergütungen (ab 2014 geschätzt) 164 213 273 333 393 453 Restbudget für Einmalvergütungen 14-40 -61 147 260 661 Einmalvergütete Investitionen (Vergütungsbudget) 588 1'039 2'643 Kosten pro MW 2.80 2.56 2.43 2.31 2.19 2.09 maximale Menge durch Einmalvergütung finanziert MW 255 473 1267 Schlussfolgerungen zum aktuellen Stand der Beratungen Mit der Erhöhung der gesetzlichen KEV Umlage auf 1,4 Rappen (2016) bzw. auf 2,3 Rappen (2017), stehen bis 2020 Mittel zur Verfügung, um einen substanziellen Zubau über Einspeiseprämien und Einmalvergütungen zu finanzieren. Was von der KEV Umlage nicht für Einspeiseprämien verbraucht wird, steht Einmalvergütungen zur Verfügung. Einmalvergütungen an Wasserkraft /Biomasse können gedeckelt werden, nicht jedoch an PV Anlagen Offen ist die Frage, ob Vergütungssätze (max. 30%) ausreichen, um einen tragfähigen Ausbau herbeizuführen. Die Summe aus PV Kontingenten mit Einspeiseprämie (bisher max. 150 MW/a) und PV Zubau mit Einmalvergütung könnte Zubaumengen von 0,5 0,6 GW ermöglichen, d.h. jährlich +1% des Stromverbrauchs. Bei den übrigen Techniken (Biomasse, Wasserkraft, Wind) sind das Tempo der Bewilligungsverfahren und die Zulassungsberechtigung (insb. Kleinwasserkraft) für Zubaumengen primär entscheidend.
Was gilt bei Direktvermarktung? Artikel 21 «Der Bundesrat kann Betreiber von bestimmten Anlagentypen, welche im Einspeiseprämiensystem sind, verpflichten, ihre Elektrizität direkt am Markt zu verkaufen. Der Erlös setzt sich dann aus der Einspeiseprämie und dem vom Betreiber am Markt erzielten Preis zusammen.» Für Anlagen, welche die Elektrizität nach Artikel 21 verkaufen, ermittelt sich die Einspeiseprämie als Differenz zwischen den Gestehungskosten von Strom aus erneuerbaren Anlagen und dem gemittelten Grosshandelspreis. Ist die Differenz negativ, steht sie dem Netzzuschlagsfonds (Artikel 39) zu.
Welche Einspeiseprämie gilt für Anlagen ohne Direktvermarktung? Artikel 22 (1) «Die Einspeiseprämie ist der Kaufpreis für den Herkunftsnachweis. [Sie] ermittelt sich als Differenz zwischen den Gestehungskosten von Strom aus erneuerbaren Anlagen und dem gemittelten Preis gemäss Artikel 17 Absatz 3 [«...orientiert sich am Mittelwert der Endkundenpreise für Energie»]. (2) Der Bundesrat legt die Gestehungskosten anhand von effizienten Referenzanlagen je Erzeugungstechnologie, Kategorie, Leistungsklasse und zu erwartender Lebensdauer fest. Er überprüft sie periodisch. Jede Erzeugungstechnologie muss langfristig wirtschaftlich sein (3) Für eine Anlage gelten die Gestehungskosten im Jahre der Inbetriebnahme. Für einzelne Anlagetypen kann der Bundesrat im Voraus die Anpassung der anrechenbaren Gestehungskosten festlegen. (4) Der Bundesrat legt die Dauer der Einspeiseprämie fest. Er berücksichtigt dabei die Lebensdauer der Anlage. Für einzelne Anlagetypen kann er die Dauer an die Erreichung einer bestimmten kumulierten Bruttoproduktion der Anlage pro kw installierter Leistung knüpfen.»
Welche Anlagen fallen unter die Einmalvergütung? Unter die Einmalvergütung fallen Alle Solaranlagen bis 10 kw Leistung Kehrichtverbrennungsanlagen, Schlammverbrennungs, Klärgas und Deponiegasanlagen; Wasserkraftanlagen, deren Gestehungskosten 23 Rappen überschreiten. Wasserkraft Anlagen von weniger als 300 und mehr als 10 MW
Stromerzeugung (D) 25. September 2. Oktober 2014
Konventionelle Erzeugung nach Energieträgern (D)
Erzeugung und Strompreis (D)
Exporte / Importe (D)
Die Tücken des Strommarktes Wind, Sonne, Laufwasserkraft sind must run Kraftwerke Ökonomisch: Preisnehmer Temporäre Witterungseffekte: Sinkende Preise bei Starkwind, Sonne usw. «crowding out» der eingespeisten Strommenge: Überschüsse führen zu negativen Preisen Träge Kraftwerke: Atom und Kohle Unter Monopolbedingungen aufgebaut wenig flexibel Externe Kosten nicht internalisiert (fehlende Haftung, zu tiefe CO2 Gebühren)
Was will die Direktvermarktung bezwecken? Der Kraftwerkspark passt sich unter Preisdruck der Nachfrage an zb. mehr Windkraft statt PV bei hohem Winterbedarf Dargebotsabhängige Energien werden mit flexiblen Leistungen vertraglich kombiniert «virtuelles Kraftwerk» Es entstehen Anreize für neue Speicher und für flexiblere konventionelle Kraftwerke
Direktvermarktung nimmt stetig zu seit 1.8. 2014 obligatorisch für die meisten grossen Anlagen
Einspeisevergütung und Einspeiseprämie im Vergleich Bei der Einspeisevergütung gilt eine fixe Abgeltung für Strom unabhängig von Angebot und Nachfrage. Dieses Modell eignete sich zu Beginn der Entwicklung sehr gut, denn es hat sehr effektiv grosse Investitionen ermöglicht. Mit der Einspeiseprämie müssen sich die Investoren stärker am Markt ausrichten und die ungedeckte Nachfrage im Tagesverlauf (gespiegelt in hohen bzw. tiefen Börsenpreisen) berücksichtigen. Angestrebt werden Die verstärkte Ausrichtung der Produktion auf die Nachfrage (zum Beispiel Ost West Positionierung statt Südausrichtung von PV) Die flexible Betriebsführung mittels Skalierung der Produktion nach Jahreszeit und Tageszeit (zb. Biomasse) Die marktorientierte Auswahl der Techniken (Windstrom mit Winterspitze versus PV mit Mittagsspitze/Sommerspitze) Der Ausbau von Speichern (zb. Wärmespeicher bei Eigenverbrauch, Batterien usw.)
Kosten, Wert und Preis sind nicht dasselbe Kosten ist der Aufwand für die Energiegewinnung Häufig werden externe Kosten vernachlässigt Kosten der Netzintegration (Netze, Reserveleistung ) Umweltkosten: Schadstoffe, Klima, Unfälle Preis ist der Erlös pro kwh in einem bestimmten Zeitpunkt. Wert der eingespeisten Strommenge bemisst sich an der Systemdienlichkeit der Einspeisung, zum Zeitpunkt der Nachfrage eine Nachfrage zu decken. marginale Kosten sind die Kosten der produktion einer zusätzlichen kwh (ohne Fixkosten). Die Tücke liegt darin, dass bei starker Sonne oder Wind alle Produzenten einspeisen, weil die variablen Kosten bei null liegen. Dadurch sinkt der Preis und die Gestehungskosten (vor allem Zinsen und Abschreibungen) sind nicht gedeckt. Man spricht vom «missing Money» Phänomen. Der Regulator muss unter diesen Bedingungen ergänzende Entschädigungen garantieren, um einen Stromausfall zu vermeiden. Solche Entschädigungen sind zb. garantierte Fixpreise pro kwh Einspeisevergütungen, Prämien fixierte Kaufpreise via Ausschreibungen [PPA power purchase agreements]). Investitionsbeiträge wie die Eimalvergütung in der Schweiz
Der LCOE spiegelt nur einen kleinen Teil der Kostenwahrheit Die Gestehungskosten kwh spiegeln nur einen Teil der Kosten. Nicht eingerechnet sind: Unterschiedliche Netzkosten bei unterschiedlichen Transportstrecken Kosten der Leistungsvorhaltung Haftpflicht (Atomunfälle) Entsorgung (Atommüll) Umweltkosten (Abgase und Klima)
Versorgungssicherheit steigt: Preissprünge nach unten statt nach oben!
Beispiel: Sonntag 29.9.2013 (D)
Risiko der Direkt Vermarktung: man speist stets «im falschen Moment» ein dann wenn alle andern auch einspeisen Anreiz für Produktion zu Zeiten mit hohen Strompreisen Preis [Rp./kWh] Vergütungssatz Referenz- Marktpreis Strompreis (z.b. Spotmarkt) 3 6 9 12 15 18 21 24 stündlicher Zeitverlauf über einen Tag Erlös des Stromverkaufs am Markt Einspeiseprämie Energiestrategie 2050: Die nächsten Schritte bis 2020 12.Nationale PV Tagung 2014 Dr. Pascal Previdoli Einspeisevergütung 3 2
Direktvermarktung: Risiken nehmen zu Referenzmarktpreise entsprechen nicht dem tatsächlichen Erlös am Spotmarkt Bei produktionsstarkem Wetter kommt es zu Erlöseinbussen Immer mehr Nachfrager wollen von den billigen Preisen profitieren Zunahme der Börsennachfrage Tendenziell preissatbilisierend
Stromkonzerne in Bedrängnis: Propagandakrieg gegen die erneuerbaren Energien Bloomberg 22.9.2014 «Merkel s Taste for Coal to Upset $130 Billion Green Drive The transition, dubbed the Energiewende, has so far added more than 100 billion euros ($134 billion) to the power bills of households, shop owners and small factories as renewable energy met a record 25 percent of demand last year. Despite the massive expansion of renewable energies, achieving key targets for the energy transition and climate protection by 2020 is no longer realistic, said Thomas Vahlenkamp, a director at McKinsey & Co. in Dusseldorf, Germany, and an adviser to the industry for 21 years. The government needs to improve the Energiewende so that the current disappointment doesn t lead to permanent failure.
Neue Mechanismen und Geschäftsfelder im neuen Umfeld Bessere Prognosen Höhere Netzkapazitäten, Zweiweg Transport Leistungssicherheit durch Vorhaltung Abschaltgenehmigungen Kapazitätsmärkte Neue Speicher Vermarktung von Negativleistung Grossverbraucher (zb. Aluminiumfabriken) nehmen am Markt für Regelenergie teil /klinken sich aus
Neue Anbieter dezentrale PV ist auch dann rentabel, wenn sie mehr als 10 Cents kostet