Der institutionelle Regelrahmen für die Energiewende: Brauchen wir mehr Marktsignale? 07. November 2012 BTC Network Forum Bremen Gert Brunekreeft Jacobs University Bremen Bremer Energie Institut g.brunekreeft@jacobs-university.de 9-Nov-12 1
Energiewende und Liberalisierung Energiewende und Liberalisierung Dezentralisierung der Entscheidungen Viele neue Spieler Übergang von firmen-interner Planung zu externer Koordinierung. Das schwierige Optimum eines Gesamtsystems stärkere Dezentralisierung erfordert mehr Marktkoordination GB 9-Nov-12 2
Wie war das doch noch Adam Smith Die unsichtbare Hand des Markts koordiniert die Gesamtheit der dezentralen Entscheidungen In aller Regel, aber mit Ausnahmen, zum Wohl der Gesellschaft Friedrich von Hayek Große ökonomische Systeme sind zu komplex um geplant zu werden Die Antwort auf steigende Komplexität ist mehr Markt GB 9-Nov-12 3
Vier Beispiele 1. EEG und Marktsignale 2. Kapazitätsmärkte 3. Wer bezahlt die Energiewende? 4. Bürgerbeteiligung GB 9-Nov-12 4
EEG und Marktsignale EEG RES-E sind weitgehend vom Markt isoliert und empfangen keine Marktsignale Regelbarkeit und Steuerbarkeit von RES-E ist sehr eingeschränkt Probleme für Netzbetrieb und investition Ausbau EEG bedroht Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke und schafft missing money Problem. EEG stößt durch den eigenen Erfolg an die Grenzen des Systems GB 9-Nov-12 5
Entwicklung Erneuerbarer Energien EE bis 2016 fast 100 GW Maximale Last in Deutschland etwa 77 GW Quelle: Leipziger Institut für Energie GmbH, 2011 GB 9-Nov-12 6
Alternativ: Premium-modell Beispiel Spanien (Stand 2010) 1) Einspeisevergütung: feste Vergütung für alle Solaranlagen optional feste Vergütung für alle anderen kleinen erneuerbaren Anlagen 2) Optionales Bonusmodell: variabler Bonus zusätzlich zum Marktpreis für alle erneuerbaren Anlagen (außer Solar) Feste Ober- und Untergrenzen für die Gesamtvergütung (Marktpreis + Bonus) Markt reagiert schneller bei Problemen GB 9-Nov-12 7
Kapazitätsmärkte Kapazitätsmärkte EE verstärken das sogenannte missing money Problem: market failure zu geringe Investitionsanreize für Reserve- Kapazitäten für bedeckte und windarme Tage bei energy-only Märkten müssen sehr hohe Preise an wenigen Tagen die Kosten der Reserve- Kapazitäten decken Derzeit: Abschaltungsverbot für unrentable Kraftwerke (Sept 2012) Ein angepasstes Marktdesign sollte die Investitionsanreize stärken. GB 9-Nov-12 8
Kapazitätsmechanismen: Optionen Angenommen, dass es überhaupt ein missing money Problem gibt, was kann dann gemacht werden? Alternative Modelle Strategic Reserves (z.b. Niederlande, Schweden) Erweiterung Reserve- und Regelenergiemärkte Capacity Fees (z.b. Spanien) Capacity Requirements (PJM, New England Power Pool) Reliability Contracts (Kolumbien) Capacity Subscriptions GB 9-Nov-12 9
Die EEG-Umlage: wie teuer wird es denn? Quelle: BMWI, 2012, Information zur Kalkulation der EEG-Umlage für das Jahr 2012, p. 5 GB 9-Nov-12 10
Wer bezahlt die Energiewende? Möglicherweise sind die Kosten pro kwh in der Zukunft geringer als jetzt Generationsproblem: wir investieren für die nächste Generation EEG-Umlage wirkt wie nicht-progressive Steuer Klassisches Umverteilungsproblem Umverteilen statt deckeln EEG-Umlage ist Finanzierungsinstrument Minimierung der Verzerrungswirkung der EEG-Umlage erfordert Aufschlag bei Endverbrauchern und nicht auf Produktionsfaktoren in der Industrie GB 9-Nov-12 11
Bürgerbeteiligung Demand Response Effektive demand response ist wichtig Beteiligung von Kleinkonsumenten gestaltet sich als problematisch geringe Motivation hohe Komplexität / Informationsbedarf eingeschränkte Rationalität NIMBY und mangelnde Akzeptanz Was ist die Rolle von ökonomischen Instrumenten bei der Verbesserung der Akzeptanz? GB 9-Nov-12 12
Vielen Dank! Gert Brunekreeft Jacobs University Bremen Bremer Energie Institut g.brunekreeft@jacobs-university.de 9-Nov-12 13