Ein Strommarkt für die Energiewende in Deutschland - September 2014
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Ein Strommarkt für die Energiewende
in Deutschland
18. September 2014
Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Das Energiekonzept definiert den Rahmen
*) in der aktuellen Fassung (Energiewendebeschlüsse 2011, Koalitionsvertrag, EEG-Novelle)
Ziel: Optimales Gesamtsystem (Strom)
Versorgungssicherheit
Wirtschaftlichkeit Umweltverträglichkeit
Gesellschaftliche Akzeptanz
Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Stromsektor in einer Phase des Übergangs • Ausstieg aus der Kernenergie • EU-Marktkopplung • Zubau Erneuerbarer Energien • Rückgang der Nachfrage • Überkapazitäten • …
Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022 "Centrale-nucleaire-civaux". Licensed under Creative Commons Attribution-Share Alike 3.0 via Wikimedia Commons - http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Centrale-nucleaire-civaux.jpg#mediaviewer/File:Centrale-nucleaire-civaux.jpg
EU-Strommärkte wachsen zusammen
Quelle: EPEX-SPOT
Wind & Sonne prägen die Stromversorgung
Jahr Ziel
2025 40-45%
2035 55-60%
2040 > 65%
2050 > 80%
Copyright: BMWi/Holger VonderlindMassive Überkapazitäten drücken die Preise
• Im gekoppelten Marktgebiet ca. 60 GW Überkapazitäten (ENTSO-E)
• Die Strompreise sind im Keller
• Schweinezyklus:
• Hohe Preise in den 2000er Jahren
Investitionen in Kraftwerke
Überkapazitäten
Preisverfall
Marktkonsolidierung
Quelle: www.baybg.deGliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Die Aufgabe bleibt: Versorgungsicherheit • Zentrale Aufgabe = Versorgungssicherheit • Versorgungssicherheit = Jeder kann so viel Strom kaufen, wie er möchte Kern der Aufgabe = Erzeugung und Verbrauch synchronisieren Energiewirtschaftliche Definition: „Nachfrager können Strom beziehen, solange ihre Zahlungsbereitschaft > Marktpreis (Nutzen > Kosten)“
Zwei Synchronisierungs-Funktionen:
1. Vorhaltefunktion = dafür sorgen, dass
ausreichend Erzeuger u. flexible Verbraucher vorgehalten,
um jederzeit Angebot u. Nachfrage ausgleichen zu können.
2. Einsatzfunktion = dafür sorgen, dass
die Kapazitäten so eingesetzt werden („dispatch“),
dass Erzeugung u. Verbrauch jederzeit ausgeglichen werden.Zwei Extremfälle: Min. u. max. Residuallast
Residuallast in Deutschland bei unterschiedlichem EE Ausbau
100000
40% 60% 68% 73% 95% 100%
80000
Maximale Residuallast
60000
Leisung in MW in MW
40000
„Must- run“
Residuallast
20000
Kapazität
0
326
651
976
1
1301
1626
1951
2276
2601
2926
3251
3576
3901
4226
4551
4876
5201
5526
5851
6176
6501
6826
7151
7476
7801
8126
8451
-20000
-40000
-60000
Minimale Residuallast
-80000
-100000 Quelle: Sensfuß et al.Herausforderung 1: Minimale Residuallast
Windiger Sommermittag:
Viel Wind- und Solarstrom
geringe Stromnachfrage
derzeit noch hohe konv.
Mindesteinspeisung
Prof. Dr. Ragwitz: Priorität:
must run senken!Herausforderung 2: Maximale Residuallast
Windstiller Winterabend:
Wenig Wind- und Solarstrom
hohe StromnachfrageGliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Einsatzfunktion
Einsatzfunktion = dafür sorgen, dass auch im Übergang
die Kapazitäten so eingesetzt werden („dispatch“),
dass Erzeugung u. Verbrauch jederzeit ausgeglichen werden.
Weitgehender Konsens („Sowieso-Maßnahmen“)Flex-Potenziale: Mehr als genug vorhanden Viel EE / geringe Last Wenig EE / hohe Last Export Import Flexible thermische Kraftwerke Flexible thermische Erzeugung Zuschaltbare Lasten Reduzierte oder verschobene Lasten Speicher (Einspeicherung) Speicher (Ausspeicherung) Abregelung Wind & PV
Einordnung Flexibilitätsbausteine
20% EE 35% EE 50% EE 65% EE 80% EE
Verbrauch Erzeugung Netze
Netze ausbauen für großräumigen Stromaustausch
Thermische Kraftwerke flexibilisieren
‚Must-run‘-Leistung senken
Wind und PV bei Überschuss abregeln
Lastmanagement ausbauen für flexible Nachfrage
Power-to-heat um EE-Überschüsse zu nutzen (reduziert „must-run“)
Speicher
Pumpspeicher D/Alpen/Norwegen
Power-to-GasKraftwerkseinsatz und Klimaziele
Quelle: NASA
- Bundesregierung hält an nationalem Klimaschutzziel fest
- Emissionshandel in Gang bringen!
- Welche Rolle hat das KWKG?
- Ergänzende Instrumente? -> Aktionsprogramm Klimaschutz 2020Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Vorhaltefunktion
Vorhaltefunktion = dafür sorgen, dass auch im Übergang
ausreichend Kapazitäten vorgehalten werden,
um Angebot u. Nachfrage jederzeit ausgleichen zu können.
= Kern der Diskussion um KapazitätsmechanismenKapazitäten werden weiter benötigt …
Quelle: Enervis, Der ideale Kraftwerkspark der Zukunft, 2014, im Auftrag der Trianel… aber eher wenige neue für Spitzenlast …
• … über die im Bau befindlichen Kraftwerke hinaus,
• d.h. Kapazitäten mit geringen Investitionskosten, wie z.B.
• Erschließung von DSM,
• Erschließung von Netzersatzanlagen,
• Motorkraftwerke
• ggf. Gasturbinen
UBS 8/2014: „Large-scale power generation (…) will be the dinosaur of
the future energy system: Too big, too inflexible, not even relevant for
backup power in the long run.“Frage: Hält Strommarkt genug Kapazität vor?
Eine Ansicht: Strommarkt sorgt nicht für ausreichende Kapazitäten.
Gutachten: Strommarkt ist funktionsfähig u. hält genug Kapazität vor.*
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/plattform-strommarkt,did=647772.html
* Ebenso z.B. auch Enervis 2014 (für VKU), EWI/Prof. Bettzüge (bei BDEW-Jahrestagung 2014)Handlungsoptionen Option 1: EOM 2.0 • Leistung wird weiter implizit bezahlt. Kein staatlicher Eingriff nötig. • Konsequenz: Höhere Preisvolatilität mit Spitzen. Option 2: EOM 2.0 plus Kapazitätsmarkt • Leistung wird explizit bezahlt. Staatlicher Eingriff nötig. • Konsequenz: Überkapazitäten u. höhere Gesamtkosten.
Fragen werden im Grünbuch adressiert
„Nehme ich da die modernsten,
nehme ich da die lokal am
wichtigsten, frage ich alle, ob sie
wollen, dass ihre Kraftwerke in so
eine Reserve hineinkommen?“
(illustrativ)Gliederung I. Rahmen und Ziel: Optimales Gesamtsystem II. Der Stromsektor im Übergang III. Aufgabe und Funktionen des Strommarkts IV. Einsatzfunktion (dispatch) V. Vorhaltefunktion VI. Weiteres Verfahren
Weiteres Verfahren “Wir werden in diesem Jahr ein Grünbuch vorlegen, und alle Beteiligten dazu anhören und auf dieser Basis ein Weißbuch machen.“ „Das ist ein sehr transparenter und strukturierter Prozess.“ „2016 werden wir dann die gesetz- geberischen Grundentscheidungen hierzu treffen.“
Zeitplan
Nächste Schritte Plattform Strommarkt • 13.10.: 3. Sitzung AG 1: Vertiefung der Diskussion • 21.10.: 2. Plenarsitzung • November: Grünbuch
Zusammenfassung • Ziel ist ein optimales Gesamtsystem • Aufgabe Strommarkt: Versorgungssicherheit = Synchronisierung • Markt muss Einsatzfunktion im Übergang gewährleisten („Sowieso“) • Markt muss Vorhaltefunktion im Übergang erfüllen („Diskussion“) • Transparenter und offener Prozess. Nächster Schritt: Grünbuch
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Energiekonzept: Quant. Ziele für 2050 (Auswahl) • Treibhausgasemissionen senken um 80 bis 95% • Anteil Erneuerbarer Energien an der Endenergie erhöhen auf 60% • Primärenergieverbrauch verringern um 50% • Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch erhöhen auf > 80% • Stromverbrauch verringern um 25% • …
Ziele für nachhaltiges Strommarktdesign
Versorgungssicherheit
Erzeugungskapazität adäquat zur Deckung der Nachfrage in jeder Stunde
Netzkapazität adäquat zum kostenminimalen regionalen Ausgleich
Reservekapazität adäquat zum Ausgleich ungeplanter Schwankungen
Wirtschaftlichkeit
Gesamtwirtschaftliche Systemkosten minimieren
Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken & EE verbessern – Förderbedarf verringern
Breiten Wettbewerb (von Flexibilitätsoptionen) stärken
Umweltverträglichkeit
Nationale und Europäische Emissionsziele in allen Zieljahren erreichen
Seite 37Flexibilität hat Schlüsselrolle für den Einsatz
Windiger Sommermittag Windstiller Winterabend
- Kraftwerke runter - Kraftwerke hoch
- Lasten / Speicher hoch - Lasten / Speicher „runter“
- etc. - etc.
Quelle: http://www.yisforyogini.comWirkung der Flexibilisierung
Flexibilität sorgt für … Versorgungssicherheit Wirtschaftlichkeit
Herausforderung 1: integriert EE effizient
(Integrationskosten)
Windiger Sommertag sichert Betrieb des
Systems, insb. Netze erhöht Marktwert EE
(senkt Förderkosten)
Herausforderung 2:
Windstiller Winterabend deckt die Last minimiert die KostenEmpfehlungen Studie Connect 7/2014 für BMWi
Flexibilisierung zentraler Baustein für den Strommarkt:
Technologieoffenen Wettbewerb der Flexibilitätsoptionen anstreben
Flexibilitätshemmnisse im Marktdesgin abbauen, z.B.
• Regelenergiemärkte –> Sekundärregelleitung täglich ausschreiben
• Spotmärkte –> Viertelstundenmärkte day ahead einführen
• Bilanzkreistreue im Ausgleichsenergie-Preissystem anreizen
Flexibilitätshemmnisse im Regulierungsdesign abbauen, z.B.
• Systemdienstleistungen -> Blindleistung durch neue Anbieter
• Förderinstrumente (EEG, KWKG) -> strommarktgeführter Betrieb
• Entgelte, Umlagen, Abgaben reformieren, z.B. dynamische EEG-UmlageFür Versorgungssicherheit u. EE-Integration
Flexibilisierung
der Nachfrage
Angebot
Spitzenlast-KW ersetzen
Grundlast-KW
Sektorkopplung
Reduktion Must-Run & (Power-to-Heat/E-Mobility)
EEG Direktvermarktung
Quelle: Connect auf Basis von EEX (2013).
Flexibilisierung fördert EE-Integration und VersorgungssicherheitPlattform
Strommarkt
Plattform Plattform
Gebäude Effizienz
Plattform
Plattform
Forschung &
Energienetze
InnovationPlattform Strommarkt
PLENUM
Plenum
Vorsitz: AL Rid
AG 1 AG 2 AG 3 AG 4
Versorgungssicherheit Flexibilität Weiterentwicklung Europäische
Marktdesign der EE-Förderung StrommarktintegrationBereits der heutige „Energy-Only-Markt“
enthält ein Leistungspreiselement
Warum enthält ● Stromverträge heute enthalten eine „unbedingte
heutiger EOM Lieferverpflichtung“
Leistungs- Dies beinhaltet, dass zu jedem Zeitpunkt auch die erforderliche
komponente? Leistung bereitgestellt werden muss
Wie wird ● Wer trotz Lieferverpflichtung nicht liefert – oder mehr Strom
Leistungs- bezieht als er gekauft hat – hat Ausgleichsenergiepreise zu
bereitstellung bezahlen
durchgesetzt? AE-Preissystem ist wesentlich für Versorgungssicherheit
historisch 2013 2013 2015 2023 2030 2035
● Marktakteure halten Leistung 300%
vor bzw. kontrahieren Leistung 250%
Wie übersetzt bei Zahlung von Leistungs-
200%
preisen (pro MW)
% des Base
sich dies in 150%
Finanzierung ● Marktakteure sind bereit, bei 100%
von Leistung? Knappheit hohe Preise für
50%
noch nicht gedeckten
Energiebedarf zu zahlen 0%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Stunde
44 Frontier EconomicsSystemkosten unterschiedlich durch …
…absehbare Ineffizienz und mögliche Fehlsteuerungen
Systemkosten im Vergleich zum EOM 2.0*
14
12 13.0
Mrd. EUR (NPV 2015) 10
8 9.0
6
6.2
4
2
2.1 2.2
0
EOM 2.0 Reserve Umfassender Umfassender Fokussierter Fokussierter
KM KM (höhere KM KM (höhere
Vergleichbares
Vorgabe) Vorgabe)
Versorgungs-
sicherheitsniveau * Unterschied der Systemkosten als Barwert (2015) über Modelllaufzeit (2015-
2039) und alle Modellregionen (Zentraleuropa) jeweils im Vergleich zum EOM
…aber Systemkosten sind nicht das einzige Kriterium
45 Frontier EconomicsZusammenfassung der Einschätzung der Gutachter
(politische Ziel-
International
Wettbewerb
(Verbraucher-
Ordnungs-
genauigkeit)
Effektivität
Effektivität
Verteilung
präferenz)
Effizienz
Reversi-
politik
bilitat
EOM (heute) − +/- +/- + + + + +/-
EOM 2.0 +/- + + + + + + + +
Reserve + +/- + + + +/- + +/-
Dezentraler KM
(BDEW/VKU) +/- + +/- +/- +/- +/- − −
Zentraler KM + − − − − +/- +/- −
Fokussierter
KM + − − − − − − − +/- +/- +
Entscheidungsrelevante Kriterien Weniger relevante Kriterien
46 Frontier EconomicsZusammenfassende Einschätzung auf Basis der
Kosten und der Eingriffstiefe der Mechanismen…
Kosten
FKM
ZKM
DKM
EOM R
EOM
2.0
Zunehmende Risiken für
Effizienz und Markt
Eingriffs-
/Regulierungstiefe
Empfohlene (maximale) Eingriffstiefe
47 Frontier Economics Vorab-Analysen & Marktanalysen EOM 2.0 zeigen
o Abbau von Hemmnissen kann erschließbares Potenzial DSM beim EOM 2.0 im
Zeitverlauf sukzessive erhöhen
o Nutzung von weniger als 50 % des erschließbaren Potenzials ausreichend für
Funktionsfähigkeit des EOM 2.0
20
Verfügbares Potenzial
(konservative Abschätzung)
16
12
GW
Erschließbares Potenzial Genutztes
(konservative Abschätzung) Potenzial
8 10,7
4 5,4
4,5
3,2 0,3
0
2014 2020 2030
Folie 48 Marktsimulationen EOM 2.0 zeigen
o Anstieg des durchschnittlichen Strompreisniveaus resultiert aus Anstieg von
variablen Erzeugungskosten von Kraftwerken
o Preisspitzen auf moderatem Niveau und mit sehr geringem Einfluss auf
durchschnittliche Strompreise
Strompreise vs. variable
Volatilität der Strompreise
Stromerzeugungskosten
800
125 Durchschnitt…
der teuersten
100 Kohle-KW 600 10 Stunden
€2014 je MWhel
der teuersten
(46%)
€2014 je MWhel
75 100 Stunden
Gas-KW 400 der teuersten
50 (56%) 200 Stunden
des gesamten
25 Strompreis 200 Jahres
-'base'
0
2014 2020 2030 0
2014 2020 2030
Folie 49 Bei detaillierter Prüfung zeigt sich, dass Markt funktionsfähig ist
o Ausgleich von Angebot & Nachfrage zu jedem Zeitpunkt gewährleistet
o Notwendige Preisspitzen in einem optimierten EOM auf wenige Stunden
beschränkt und auf einem moderaten Niveau
Notwendigkeit Diskussion Kapazitätsmechanismen reduziert sich auf
„Nebenziele“
o Erhalt einer national ausgeglichenen Leistungsbilanz
(≠ Versorgungssicherheit)
o Verteilungseffekte
o …
Folie 50Umsetz- Risiken Risiken Kosten
Effizienz Effektivität Europa
barkeit Regulierung Markt Verbraucher
EOM 2.0
EOM 2.0 mit
Reserve
Zentraler,
umfassender KM
Zentraler,
fokussierter KM
Dezentraler KM
Folie 51Kriterien Gewichtung Umfassender Fokussierter Integriertes Strategische
Kapazitätsmarkt Kapazitätsmarkt Energiemarkt- Reserve
(EWI) (LBD Öko-Institut, Design (VKU) (BMU/BDEW/BEE)
Effektivität 20% 0,90 0,90 0,90 0,90
Effizienz 20% 0,39 0,52 0,64 0,93
Transformationsbeitrag 20% 0,24 0,63 0,59 0,69
Transaktionskostenhöhe 10% 0,36 0,36 0,57 0,68
Verteilungseffekte 10% 0,51 0,48 0,74 0,79
Institutionelle Passfähigkeit 10% 0,20 0,20 0,78 0,83
Robustheit 10% 0,30 0,46 0,76 0,80
Gewichtete Gesamt-Bewertung 100% 0,44 0,56 0,71 0,81 Kapazitätsmechanismen führen zu Erhöhung der Systemkosten
gegenüber EOM 2.0
Erhebliche Risiken für zusätzliche Erhöhung der Systemkosten bei
Kapazitätsmechanismen durch Regulierungsrisiken
Erhöhung der Systemkosten durch
Kapazitätsmechanismen gegenüber EOM 2.0
(Barwert für den Zeitraum 2014 bis 2030)
Barwert in Mrd. €2014
ohne DSM im KM
mit DSM im KM
Zentrale KM Dezentrale KM EOM 2.0
mit Reserve
* Berücksichtigung von Systemkosten in Deutschland bei Bereinigung
von Änderungen (monetärer) Außenhandelssaldo
Folie 53 Kapazitätsmechanismen führen zu zusätzlichen Belastungen der
Verbraucher gegenüber EOM 2.0
Zentrale Kapazitätsmärkte führen zu erheblichen Umverteilungseffekten
Erhöhung der Kosten für Verbraucher* durch
Kapazitätsmechanismen gegenüber EOM 2.0
(Barwert für den Zeitraum 2014 bis 2030)
Barwert in Mrd. €2014
ohne DSM im KM
EOM 2.0
ZUKM ZFKM Dezentrale KM
mit Reserve
* Berücksichtigung von Strompreisänderungen und Kapazitätsumlagen sowie
Folie 54 Auswirkungen auf EEG-Umlage, KWK-Umlage & Regelenergiekosten Kapazitätsmärkte – auch fokussierte KM – kein geeignetes
Instrument zur Reduktion der nationalen CO2-Emissionen
Marktsimulationen zeigen:
o Kapazitätsmärkte in Deutschland führen nicht zur Reduktion der nationalen
CO2-Emissionen
o Fokussierte KM führt nicht gezielt zu einer Verringerung der
Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken
Erhöhung der CO2-Emissionen gegenüber EOM 2.0
Folie 55Sie können auch lesen
