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Neues Strommarktdesign: Eine nachhaltige ökonomische Basis für ein neues Energiesystem 7. Lautrer ENERGIEforum » Neues Strommarktdesign « Dr. Felix Chr. Matthes Kaiserslautern, 18. März 2015
Die Diskussion um das Strommarktdesign
Eine unübersichtliche Debattenlage
Strompreis-Explosion
Gewinneinbrüche bei droht Versorgungssicherheit
den Energieversorgern gefährdet
Abbau von
Überkapazitäten
Kraftwerkssterben
Energy-only-Markt 2.0
Knappheitspreise
Keine Subventionen für Strategische
fossile Kraftwerke Reserve
Kapazitätsmärkte
Direktvermarktung für Erneuerbare-Energien-
Erneuerbare Energien Europäischer Gesetz 3.0
Binnenmarkt
Preiszonen für Nord- Ausschreibungen für
und Süd-Deutschland Wind & Fotovoltaik
Streit um Stromtrassen
Krise des EU- Dekarbonisierung
Emissionshandels des StromsystemsDie Diskussion um das Strommarktdesign
Unterschiedliche Herausforderungen (1)
1.000
Aufwuchs und Stabilisiertes
Erneuerbare Energien Andere Erneuerbare
Durchbruch Wachstum
900
Nutzungspflicht für Zunehmende Rückgang von Biomasse
Kohlepolitik deutsche Kohle Steinkohle-Importe Stein- und Braunkohle
800
Solar
Kernenergie Durchbruch Stagnation Ausstieg
700 Wind
Strommarktliberalisierung
600 Wasserkraft
TWh
500 Andere Fossile
400 Erdgas
Steinkohle
300
Braunkohle
200
Kernenergie
100
* 1950-1954: nur
West-Deutschland
0
1950* 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030
Öko-Institut 2015Die Diskussion um das Strommarktdesign
Unterschiedliche Herausforderungen (2)
• Am Ende der Übergangsphase zum liberalisierten Strommarkt
− Strommarkt-Liberalisierung im Jahr 1998 (nach 63 Jahren Monopol-
system und auf der Basis des dort errichteten Kraftwerksparks)
− erstmalige Notwendigkeit erheblicher Investitionen (Kraftwerke,
Nachfrageflexibilität, Speicher), die komplett über den liberalisierten
Strommarkt refinanziert werden müssen
• In der Mitte des Ausstiegs aus der Kernenergie
− politisch (aus guten Gründen) getriebene Abschaltung erheblicher
Kernkraftwerks-Kapazitäten von 2011 bis 2022
• Am Ende der 1. Etappe des Übergangs zu regenerativen Energien
− massiver Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten auf Basis
erneuerbarer Energien (mit Schwerpunkt auf Wind und Solarenergie)
− zunehmende Beeinflussung des traditionellen Strommarkts durch
Wind- und Solarenergie (Grenzkosten Null)
− Grid-Parity dezentraler Erzeugung (massive indirekte Transfers)
• Bei deutlich gestiegenen Kosten fossiler Kraftwerke und massiv
gesunkenen Kosten für Erneuerbare sowie volatilen BrennstoffpreisenLeistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Die Strombörse als zentrales Segment
100
90 Börsenpreis-Dauerline im traditionellen Stromsystem
80
70
60
EUR / kW
50
40
30
20
10
0
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Öko-Institut 2015Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Koordination und Finanzierung über die Strombörse
Ohne Deckung der
100
Betriebskosten werden
Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten
die
90
Anlagen stillgelegt,
ohne Deckung der Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2)
Investitionskosten
80 erfol- Aus den verbleibenden
gen keine Investitionen Erträgen
Börsenpreis-Dauerline müssen
im traditionellen Stromsystem
70 Personal, Wartung &
Instandhaltung sowie Kraftwerke werden (im
60
Investitionen Gesamtsystem: optimal)
EUR / kW
50 refinanziert werden betrieben, solange sie
ihre Brennstoff- und
40 CO2-Kosten decken
können
30
20
10
0
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Öko-Institut 2015Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Befunde und Diskussionen
• Die Strombörse als zentrales Element des aktuellen Marktdesigns
erfüllt eine hervorragende Koordinationsfunktion für den kosten-
optimalen Betrieb der bestehenden Kraftwerke
• Nahezu alle Erdgas- und einige Steinkohlekraftwerke können ihre
fixen Betriebskosten im aktuellen Marktumfeld nicht mehr decken
− im Kontext einer Überkapazitätssituation ist das nicht ungewöhnlich
− der Abbau von Überkapazitäten würde ohne weitere Flankierung vor
allem im Bereich dieser Kraftwerke erfolgen – im Kontext der
Energiewende (systemtechnisch steigender Bedarf an flexiblen
Gaskraftwerken) ist dies sehr problematisch
− die vor allem 2021/2022 folgende Abschaltung der Kernkraftwerke
kann dann zu Versorgungssicherheitsproblemen führen
• Investitionen können im aktuellen und absehbaren Marktumfeld nicht
refinanziert werden
− dies gilt für alle Kraftwerksarten,
− aber auch für Nachfrageflexibilität und auch für Speicher
• Können Knappheitspreise dies ändern?Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Streitpunkt Knappheitspreise
2.000
Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten
1.800
Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2)
1.600
Börsenpreis-Dauerline im traditionellen Stromsystem
1.400
1.200
EUR / kW
1.000 Können (sehr hohe)
Knappheitspreise
800
ausreichende
600 Deckungsbeiträge für
Betrieb & Investitionen
400 gewährleisten?
200
0
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Öko-Institut 2015Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Das Missing-Money-Problem
• Das Missing-Money-Problem im nicht-regenerativen Segment
1a) Kann der EOM sehr hohe Preise (>1000 €/MWh) erzeugen?
Ohne jeden Zweifel, ob und inwieweit solche Preise in extremen
Marktsituationen rational sind, sei dahingestellt.
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?
…?!Jenseits von Technologien und Kosten
Qualitativ neue Herausforderungen durch Erneuerbare
• Dargebotsabhängigkeit (Fluktuation)
− Koordinations- und Flexibilitätsbedarf in neuer Qualität
• (Teilweise) starke Ortsbindungen (Dargebot, Flächenverfügbarkeit)
− Infrastruktur- und Koordinationsbedarf
• Kapitalkostenintensität und (sehr weitgehend) Grenzkosten von Null
− neue Elemente im Marktdesign werden notwendig
• Dezentralität (für signifikante Teile des Systems)
− Perspektivisch massive indirekte Transfers (Marktdesign-Anpassung
notwendig), Koordinationsbedarf, ökonomische Partizipation
• Infrastrukturintensität
− neue Herausforderungen bei Akzeptanz und RegulierungLeistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Ausbau Erneuerbarer verschärft die Herausforderung
100
Deckungsbeitrag für Personal, Wartung & Instandhaltung, Kapitalkosten
90
Der Ausbau der
Variable Betriebskosten (Brennstoff, CO2)
80
erneuerbaren Energien
reduziertBörsenpreis-Dauerline
Betriebszeitenbei Anteilen regenerativer Stromerzeugung >50%
70 und Deckungsbeiträge
konventioneller Kraft- Erneuerbare Energien
60 werke produzieren (bei hohen
EUR / kW
Anteilen) ganz über-
50 wiegend dann, wenn der
Strompreis kleiner/
40
gleich Null sein wird!
30
20
10
0
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Öko-Institut 2015Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes
Das Missing-Money-Problem der Erneuerbaren
• 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?
…?!
• Neben dem Missing-Money-Problem gibt es im erneuerbaren
Segment ein Missing-Coordination-Problem!
− Im Fördersystem des EEG spielt es keine Rolle, ob regenerative
Kraftwerke so ausgelegt und betrieben werden, dass möglichst
werthaltiger Strom produziert wirdStrommarktdesign im nicht-regenerativen Segment
Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (1)
• Können/werden (sehr hohe) Preisspitzen in Knappheitssituationen
eine belastbare Basis für die Deckung der fixen Betriebskosten bzw.
die Refinanzierung von Investitionen bilden?
− Ja: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns (Strombörse)
− Nein: Ergänzung des Energy-only-Marktes durch Kapazitäts-
mechanismen, die zusätzliches Einkommen für die Bereitstellung
gesicherter Leistung schaffen
• Ist (breite) Versorgungssicherheit ein heute schon privates, ein
privatisierbares oder strategisch zu privatisierendes Gut?
− Ja: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns oder Übergang zu
einem Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage (Kapazitäts-
nachfrage ergibt sich aus der Summe der Verbraucherpräferenzen)
− Nein: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler
Nachfrage (Explizite Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus
und Ausschreibung von Kraftwerkskapazitäten)Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment
Was ist Versorgungssicherheit für ein Gut?
Die Inanspruchnahme bestimmter Güter
kann soll nicht kann nicht
ausgeschlossen werden
z.B. z.B. z.B.
herrscht Rivalität Lebensmittel, Arbeits- Gemeinde-
Investitionsgüter vermittlung weiden
Bei der
Inanspruch- herrscht ab einer z.B. z.B. z.B.
nahme bestimmten Nutzungs- private Nutzung öffentlicher Nutzung inner-
bestimmter dichte Rivalität Erholungsparks Fernstraßen städtischer Straßen
Güter
herrscht keine z.B. z.B. z.B.
Rivalität Pay-TV innere Sicherheit Straßenbeleuchtung
Private Güter Meritorische Güter Allmende-Güter
Klub-/ Mautgüter Öffentliche Güter
Öko-Institut 2015Strommarktdesign im nicht-regenerativen Segment
Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (2)
• Werden für die Refinanzierung von Neu-Investitionen längerfristig
berechenbare Einkommensströme aus Kapazitätsmechanismen
benötig?
− Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler
Nachfrage (u.a. Ausschreibung für wettbewerblich ermittelte, aber
länger laufende Kapazitätszahlungen für neue Kraftwerks-,
Nachfrageflexibilitäts- bzw. Speicher-Kapazitäten)
− Nein: Beibehaltung des heutigen Strommarktdesigns oder Übergang
zu einem Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage
• Spielen die für Verbraucher entstehenden Kosten aus Kapazitäts-
zahlungen und Strommarkteffekten eine wichtige Rolle?
− Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarkt mit zentraler Nachfrage, der
nur die Kapazitäten adressiert, die mit wirtschaftlichen Problemen
konfrontiert sind
− Nein: Übergang zu Kapazitätsmarktmodellen mit zentraler oder
dezentraler Nachfrage, die Kapazitätszahlungen für den gesamten
Kraftwerkspark vorsehenStrommarktdesign im nicht-regenerativen Segment
Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (3)
• Sollen neben der Gewährleistung von Versorgungssicherheit über
das Kapazitätsmarkt-Instrument noch weitere Ziele bzw.
entsprechende Absicherungen (Vermeidung klimaschutzpolitisch
problematischer Entwicklungen, gezielter Aufbau von Flexibilitäten
im Stromsystem) verfolgt werden?
− Ja: Übergang zu einem Kapazitätsmarktmodell mit zentraler
Nachfrage und selektiven Kapazitätszahlungen für klimafreundliche
und flexible Kapazitäten
− Nein: Übergang zu einem umfassenden (nicht-selektiven)
Kapazitätsmarktmodell mit zentraler oder dezentraler Nachfrage, das
allein Versorgungssicherheit adressiert und keine Differenzierung
bzgl. Emissionen oder Flexibilität für die unterschiedlichen
Kapazitäten vorsiehtStrommarktdesign im regenerativen Segment
Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (1)
• Soll die Wertigkeit des erzeugten Stroms bei Auslegungs- und
Betriebsentscheidungen eine Rolle spielen?
− Ja: Übergang zu einem Finanzierungssystem auf Basis fester
Prämien
− Nein: Beibehaltung des Festpreissystems
• Sollen/können die Finanzierungsbeiträge (im Kontext des
liberalisierten Strommarkts) weiterhin administrativ festgelegt
werden?
− Ja: Beibehaltung des Festpreissystems
− Nein: Übergang zu Modellen mit wettbewerblicher Preisbildung
(Ausschreibungen, Quoten)
• Ist der Abbau von Verzerrungen des Strompreissignals der
Strombörse (z.B. negative Preise) notwendig oder sinnvoll?
− Ja: Übergang von Strommengen- auf Kapazitätsprämien
− Nein: Beibehaltung des Festpreissystems (im Kontext der gleitenden
Marktprämie) oder Übergang zu StrommengenprämienStrommarktdesign im regenerativen Segment
Die Bewertungs- und Abwägungsfragen (2)
• Werden für die Refinanzierung von Investitionen längerfristig
berechenbare Einkommensströme benötig?
− Ja: Beibehaltung des Festpreissystems oder Übergang zu
Ausschreibungsmodellen
− Nein: Übergang zu Quotenmodellen
• Soll/kann der Finanzierungsmechanismus für regenerative Energien
technologieneutral ausgestaltet werden
− Ja: Übergang zu technologieneutralen Festpreisen oder technologie-
neutralen Ausschreibungs- bzw. Quotenmodellen
− Nein: Nein Verbleib bei Festpreissystemen oder Übergang zu
technologiespezifischen AusschreibungsmodellenIm Überblick: Die anstehende Transformation
einer polarisierten Struktur des Strommarktes
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 Zielsystem für das Strommarkt-Arrangement
Ökonomische Basis = Koordination + Investitionssicherung
Kapazitäts- und
Flexibilitäts-Markt**
Regenerativ-
SDL-Märkte*
(Kapazitäts-) Markt**
Erzeugungssegment
des Stromsystems
Energy-only-
Infrastruktursegment Markt* Infrastruktur-
des Stromsystems Regulierung
Nachfragesegment
des Stromsystems
Marktsegmente (nach Primärfunktion):
* Koordinations- ** Finanzierungs-
segmente segmenteÜbergangsoption #3 (#1 & 2 gern auf Nachfrage)
Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten
EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen, Strommarkt nach der Liberalisierung:
Konventionelle Energien
Einheitsmodell, hohe Differenzierung Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise
(EOM-) Marktpreis- Kapazitäts-
Signale markt-Zahlungen
Vorschlag:
(schrittweise) Vorschlag:
(schrittweise
einführen, und differenziert)
Wert-
Förderung Fokussierte
einführen
optimiertein
(schrittweise) Kapazitäts-
– und lernen!
Kapazitäts-
EEG-Reform Das zukünftige Stromsystem: märkte
zahlungen koordinationsintensiv (flexibler
überführen Dispatch, Systemdienstleistungen)
– und lernen! kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)
Erneuerbare Energien
Zahlungen für Energie
& Systemdienstleistungen
Zahlungen für Zahlungen für andere
gesicherte Kapazität (CO2-freie) Kapazität
Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf
Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & IntegrationDie Diskussion um das neue Marktdesign
Grundsätzliche Fragen
• Hat das alles noch etwas mit Markt zu tun?
− die Marktfrage entscheidet sich daran, WIE Preise entstehen, durch
administrative Festlegung (wie Festpreise im aktuellen EEG) oder im
Wettbewerb (Festprämien-Ausschreibungen für Erneuerbare,
Kapazitätsmärkte, Strombörse)
− die Marktfrage entscheidet sich NICHT daran, wer die Nachfrage
festlegt (vgl. z.B. den Markt für Kfz-Haftpflichtversicherungen)
− ein marktlicher Rahmen ist b.a.W. im EU-Rahmen rechtlich bindend
• Wo stehen wir momentan im politischen Prozess in Deutschland?
− Die Bundesregierung will erkennbar in dieser Legislaturperiode eine
Entscheidung zu Kapazitätsmärkten vermeiden, dies wird (faktisch) in
die nächste Legislaturperiode verschoben
− Die Bundesregierung wird 2016 den weitgehenden Übergang zu
Ausschreibungen im EEG vollziehen, Strukturreformen werden auf
die nächste Legislaturperiode verschoben
− Hinweis: Die Europäische Kommission wird 2015/2016 eigene
Vorstellungen zum Rahmen für Kapazitätsmärkte und Finanzierung
Erneuerbarer öffentlich machenStrommarktdesign im europäischen Kontext
Realitäten und Perspektiven
• Spannungsfelder
− unterschiedliche Kompetenzzuweisungen für
• Binnenmarkt (Europäische Union)
• Versorgungssicherheit (Mitgliedstaaten)
• Energiemix (Mitgliedstaaten)
− kurz- und mittelfristig bleibt die Bereitschaft zur Kompetenz-
verlagerung in Richtung EU fraglich, das Beihilferecht ist als
Harmonisierungsmechanismus nicht geeignet
− (sehr) unterschiedliche Entwicklungsstadien bei Systemtransforma-
tion sowie Investitions- und Politikzyklen in den Mitgliedstaaten
• Erfolgversprechende Ansätze
− regionale Kooperation und partielle Integration
− Mengenabstimmung
− Entwicklung von gemeinsamen Ziel-Modellen
− bis auf Weiteres: Konvergenz statt HarmonisierungZum Weiterlesen Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft, Raue LLP (2012): Fokussierte Kapazitätsmärkte. Ein neues Marktdesign für den Übergang zu einem neuen Energiesystem. Berlin, 8. Oktober 2012. http://www.oeko.de/oekodoc/1586/2012-442-de.pdf Öko-Institut (2014): Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0. Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarkt- design. Berlin, Oktober 2014 http://www.oeko.de/publikationen/download/2127/index.html Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft (2015): Die Leistungsfähigkeit des Energy-only-Marktes und die aktuellen Kapazitätsmarkt-Vorschläge in der Diskussion. Kommentierung und Bewertung der Impact-Assessment-Studien zu Kapazitätsmechanismen im Auftrag Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie sowie die Einordnung des Fokussierten Kapazitätsmarktes. Berlin, Februar 2015. http://www.oeko.de/oekodoc/2218/2015-003-de.pdf
Besten Dank
für Ihre Aufmerksamkeit
Dr. Felix Chr. Matthes
Energy & Climate Division
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