Missing Money, Kapazitätsmärkte und die ökonomische Basis eines Stromsystems der Energiewende
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Missing Money, Kapazitätsmärkte und die ökonomische Basis eines Stromsystems der Energiewende Schweizerische Akademie der Technischen Wissenschaften (SATW) / Eidgenössische Technische Hochschule (ETH) Zürich » Energiewende: Good Risk Governance? « Dr. Felix Chr. Matthes Zürich, 5. Juni 2014
Startpunkte für die Diskussion um das Strommarktdesign der Zukunft (1) • Massiver Investitionsbedarf in Erzeugungsanlagen und Netze (auch nach zwei Dekaden relativ niedriger Investitionen) • Politisch getriebene (und sinnvolle) Außerbetriebnahme von erheblichen Kraftwerkskapazitäten im vergleichsweise kurzen Zeitraum (maximal) einer Dekade (Kernenergie-Ausstieg und Luftreinhaltevorschriften im CWE-Markt, ca. 40.000 MW) • Dekarbonisierung des Energiesystems in den nächsten drei Dekaden, massiver Ausbau der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien –mit starkem Anteil variabler Stromerzeugung • Im Verlauf der letzten Dekade massiv gestiegene Investitionskosten für konventionelle Kraftwerksanlagen • Massiv gesunkene Investitionskosten für regenerative (dezentrale) Kraftwerksanlagen (neue Herausforderung Grid-Parity) • Unvorteilhafte und (bisher) ungebrochene Preistrends auf den globalen Energiemärkten • Das EU ETS ist in der Krise, alle Reform-Maßnahmen werden frühestens im Lauf einer Dekade nachhaltige Preiseffekte zeitigen
Startpunkte für die Diskussion um das
Strommarktdesign der Zukunft (2)
• Sehr maßgeblich entstehen die Herausforderungen für die Sicherung
einer (nachhaltigen) ökonomischen Basis für das Stromsystem aus
der Überlagerung von zwei Transformationen
der auslaufenden Übergangsphase zu voll liberalisierten
Strommärkten: es beginnt die Phase, in der im größeren Stil – und
ohne Sondereinflüsse (kostenlose Zuteilung von CO2-Zertifikaten) –
Investitionen allein im liberalisierten Markt refinanziert werden
müssen
die (jenseits der Nische) beginnende Transformation des
Stromsystems zu einem weitgehend dekarbonisierten System;
weitgehend unabhängig davon, welche Präferenzen bzgl. der
dominierenden CO2-freien Erzeugungsoptionen zum Tragen
kommen, jedoch in besonderem Maße in einem Setting, in dem
variable Erzeugungsoptionen wie Wind- und Solarenergie eine
besonders große Rolle spielenAuf dem Weg zum dekarbonisierten Stromsystem
Vielfältige Dimensionen der Debatte
• Es geht um die nachhaltige ökonomische Basis des Stromsystems
im Kontext der Transformation zu einem regenerativen Stromsystem
im Kontext einer ganzen Reihe anderer Entwicklungen
• Im Kern müssen zwei Fragestellungen adressiert werden
Wie können robuste Rahmenbedingungen für die notwendigen
Investitionen geschaffen/erhalten werden?
Wie kann ein zunehmend komplexes System mit extrem vielfältiger
Trägerschaft – über Preissignale – koordiniert werden (mit Blick auf
Betriebs- und Investitionsentscheidungen)?
• Andere (“sekundäre”) Dimensionen der Debatte
Zusammenbrechen der klassischen Geschäftsmodelle
Risikoasymmetrien zwischen dem erneuerbaren, dem klassisch-
konventionellen und dem komplementären (Nachfrageflexibilität,
Speicher) Segment
Zunehmende Kompetenzkonflikte/-inkonsistenzen in der EULangfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen
Vielfältige Einflussfaktoren
Ausbau erneuerbarer Energien
(politikgetrieben)
Knappheitsbedingte CO2-Zertifikatspreise
(politikgetriebene Internalisierung)
Erhöhung der Brennstoffpreise
(im Wesentlichen marktautonom)
Abbau der Kohlekraftwerkskapazitäten
(marktendogen und ggf. politikgetrieben)
EUR/MWh
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Stunden
Öko-Institut 2014Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen
Erwartbare Entwicklungen im CWE-Markt
90
80
70
60
PowerFlex 2015
€2010 / MWh
50
PowerFlex 2025
40 PowerFlex 2035
PowerFlex 2045
30
20
10
0
1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501
Öko-Institut 2014Herausforderungen: Das Missing-Money-Problem
mit seinen neuen Dimensionen (1)
• Das Missing-Money-Problem im konventionellen Segment
1a) Kann der EOM sehr hohe Preise (>1000 €/MWh) erzeugen?
Ohne jeden Zweifel.
1b) Können solche Preisniveaus über längere Zeiträume im Jahr
(>50 Stunden) auftreten?
Im Prinzip ja, angesichts der stochastischen Leistungsbeiträge v.a.
der Windenergie sinkt die Wahrscheinlichkeit jedoch erheblich!
1c) Können solche Preisniveaus über längere Zeiträume im Jahr über
mehrere Jahre (>5 Jahre) auftreten?
Im Prinzip ja, sobald aber Investitionen in die Ausweitung des
Leistungsangebots oder die Nachfrageflexibilität erfolgen, ist der
Fortbestand dieser Preisniveaus unwahrscheinlich, siehe auch 1b).
2) Wird der Regulierer angesichts dieser Preisniveaus auf Eingriffe
verzichten?
…?!
3) Mit welchen Risikozuschlägen (wenn überhaupt) sind in dieser
Situation Investitionen (Angebots- oder Nachfrageseite) möglich?
…?!Herausforderungen: Das Missing-Money-Problem
mit seinen neuen Dimensionen (2)
• Das Missing-Money-Problem im erneuerbaren Segment
1) Kann der EOM in den Zeiträumen jenseits der Spitzeneinspeisung
von Sonne und Wind Preise erzeugen, die zur Refinanzierung der
Investitionen und Wind- und Solarkraftwerke ausreichen?
Theoretisch sind solche Konstellationen zumindest für bestimmte
Anteile der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie vorstellbar,
es bedürfe jedoch extrem hoher – und aus heutiger Sicht: sehr
unwahrscheinlicher – Brennstoff- bzw. CO2-Preise.
2) Wird der Regulierer angesichts solch hoher Preisniveaus, v.a. für
CO2-Zertfikate auf Eingriffe verzichten?
…?!
3) Mit welchen Risikozuschlägen (wenn überhaupt) sind in dieser
Situation Investitionen in regenerative Kraftwerke möglich?
…?!Unterschiedliche Entwicklungsphasen erfordern
unterschiedliche Rahmensetzungen
600 The new energy system: 100%
Historical Legal National
data committment (EU)• a renewables-based
targets system
The phase beyond the niche: 90%
• new market design
500 • significant shares
The early deployment phase: • storage as a significant 80%
• transition from support
feature of infrastructure
• minor shares schemes to market design 70%
400 • support schemes • system & market integration
• innovation & lead markets 60%
• learning Geothermal
TWh
300 50%
Landfill gas
Waste (biogenic) 40%
200 Biomass
30%
Photovoltaics
Wind - offshore 20%
100
Wind - onshore
10%
Hydro
0 0%
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Öko-InstitutStartpunkte für ein nachhaltiges Strommarktdesign
Umgang mit Unsicherheiten
• Erneuerbare Energien (v.a. Sonne und Wind)
werden sich bei ambitionierten Ausbaupfaden (>60%) nicht über den
Strommengen- (Energy-only-) Markt (EOM) refinanzieren können
Auslegungsentscheidungen haben weitreichende Implikationen für
den (langfristig teuren) Flexibilitätsbedarf des Systems
• Klassisch-konventionelles Stromerzeugungssegment
wird sich unter wahrscheinlichen Entwicklungsszenarien für zentrale
Rahmenbedingungen nicht über den Strommengenmarkt
refinanzieren oder fixe Betriebskosten decken können
wird für die nächsten zwei Dekaden eine wichtige Rolle behalten
• Komplementäres Stromerzeugungs- und Flexibilitätssegment
(Nachfrageflexibilität, Speicherung)
bedarf – jenseits der „Low-hanging fruits“ –erheblicher Investitionen
und ist mit einer besonders starken Risikowahrnehmungen behaftet
ist das zentrale Segment für Flexibilitätsbereitstellung
• Keines der Segmente ist allein über den EOM refinanzierbarAufgabe: Die anstehende Transformation
einer polarisierten Struktur des Energiemarkts
EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Strommarkt nach der Liberalisierung:
Konventionelle Energien
Einheitsmodell, hohe Differenzierung Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise
a) “Invest, produce & a) “Produce & forget
forget” about investments”
b) national b) Europa
Das zukünftige Stromsystem:
koordinationsintensiv (flexibler
Dispatch, Systemdienstleistungen)
kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)
Erneuerbare Energien
Zahlungen für Energie
& Systemdienstleistungen
Zahlungen für Zahlungen für andere
gesicherte Kapazität (CO2-freie) Kapazität
a) Welcher Weg dorthin?
b) Wieviel Europa in welcher EtappeDas langfristige neue Marktdesign
Der Sieben-Segmente-Ansatz (1)
1. Preissignale (und Einkommen) für Strommengen (existiert,
auszuweiten und zu stärken)
Koordinationsmechanismus für effiziente Betriebsentscheidungen
2. Preissignale (und Einkommen) für Systemdienstleistungen (existiert,
zu öffnen, auszuweiten und zu stärken)
3. Preissignale (und Einkommen) aus der CO2-Bepreisung (EU ETS)
(existiert, zu reanimieren)
CO2-minimierende Betriebsentscheidungen
Beitrag zu CO2-minimierenden Investitionsentscheidungen im
klassisch-konventionellen Segment
4. Preissignale (und Einkommen) für gesicherte Kapazität (zu schaffen)
Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im klassisch-
konventionellen (Residuallast-Kraftwerke) und im komplementären
Segment (Nachfrageflexibilität, Speicher)
Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage
Preisbildung in transparenten Märkten, minimale EOM-InterferenzenDas langfristige neue Marktdesign
Der Sieben-Segmente-Ansatz (2)
5. Preissignale (und Einkommen) für CO2-freie/erneuerbare Kapazität
(zu schaffen, Anschlussmechanismus für heutige Fördersysteme)
Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im
regenerativen Segment
Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage, Minimierung
der EOM-Interferenzen
Transparente Preisbildung
6. Preissignale (und Einkommen) für Energieeffizienz (zu schaffen)
Flankierung von Energieeffizienz in einem zunehmend durch
Kapazitätszahlungen geprägten Markt
7. Investitionen befördernder regulativer Rahmen für massive
Infrastruktur-Erneuerungen und -Erweiterungen
Zwei Erinnerungen:
Kein Segment wird allein die vollständige Investitionsrefinanzierung
ermöglichen
Grenzüberschreitende Ansätze sind sinnvoll und anzustrebenWas bedeutet das für die europäische Energie-
und Klimapolitik?
• Die Europäische Union
hat starke Kompetenzen im Strommengenmarkt (zumindest auf
regionalem Niveau) sowie begrenzte Kompetenzen in den
Systemdienstleistungsmärkten
hat eine begrenzte Rolle im Bereich der Infrastruktur (-Planung)
ist derzeit mit einer Krise des CO2-Markts konfrontiert
hat derzeit seine Rolle im Bereich der Kapazitätsmechanismen/-
märkte (noch) nicht gefunden
hat derzeit (noch) keine – nicht destruktive – Rolle in Bezug auf
Finanzierungsmechanismus gefunden
hat keine Kompetenzen im Bereich der Versorgungssicherheit
hat keine Kompetenzen im Bereich des Energiemixes
• Stärkere EU-Komponenten sind daher auf der Grundlage des
bestehenden Rechtsrahmens nur begrenzt möglich
ist der bestehende Rechtsrahmen veränderbar?
regionale Kooperationen auf freiwilliger Basis als Alternative?Einige Schlussfolgerungen • In der vorfindlichen Situation und mit den existierenden Perspektiven ist das derzeitige Marktdesign (aus Energy-only- und Systemdienst- leistungsmärkten) zwar hoch effizient (sowie weiterhin und zunehmend unverzichtbar) zur Koordination des Betriebs, bildet mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit keine nachhaltige Basis für Investitionen (in allen Bereichen des Systems) • Die Erzeugung von Einkommensströmen zur Investitionsfinanzierung wird unausweichlich, dies wird letztlich als Erweiterung des Marktdesigns (Märkte für gesicherte Leistung und Märkte für CO2- freie/erneuerbare Leistung) umgesetzt werden müssen. • Für den Bereich der Erneuerbaren bedeutet dies einen Perspektiv- wechsel: weg vom Förderinstrumentarium und hin zum Marktdesign. • Es ist sinnvoll, diese Erweiterung des Marktdesigns ins (Teil-) Schritten zu gehen, um Anpassungs- und Lernprozesse sowie europäische Integration zu ermöglichen. • In der vorfindlichen (realen) Situation ist es sinnvoll, bei der Erweiterung des Marktdesigns Systemdienlichkeit und Kosteneffekte für die Verbraucher in den Ziel-/Design-Katalog aufzunehmen.
Besten Dank
für Ihre Aufmerksamkeit
Dr. Felix Chr. Matthes
Energy & Climate Division
Büro Berlin
Schicklerstraße 5-7
D-10179 Berlin
f.matthes@oeko.de
www.oeko.de
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