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Energiewende: Strommarktdesign
(oder:
Leistung muss sich wieder lohnen …)

European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung,
Agentur für Erneuerbare Energien
JournalistInnen-Workshop




Dr. Felix Chr. Matthes
Berlin, 8. Juni 2012
Alles nur Energiewende?


•   Transformationsphase der Brownfield-Liberalisierung
     Start der Liberalisierung (1998)
       • weitgehend abgeschriebener Kraftwerkspark
          (Ausnahme: Ost-Deutschland)
       • Kraftwerkspark geprägt durch kapitalintensive Anlagen mit
          niedrigen kurzfristigen Grenzkosten
       • Deckungsbeiträge = Gewinne
     Übergangsphase der Liberalisierung (2000/2010)
       • kaum „marktgetriebene“ Kraftwerksinvestitionen ohne
         Sondereffekte (KWKG, Gratis-Zuteilung im EU ETS etc.)
     Investitionsphase im liberalisierten Umfeld
       • Altersstruktur des Kraftwerkspark
       • Ausstieg aus der Kernenergie
       • Deckungsbeiträge < Kapitaldienst
Rückblick: Die Kapazitätsdiskussion
der letzten Jahre


•   Es geht in der konventionellen Erzeugungssystems nicht um
    Stromerzeugung sondern um (Spitzen-) Last-Deckung
•   Zwei Blicke zurück
      dena- (Strom-/Effizienzlücken-) Studie (2010) für 2020/2030
         • bei Zubau konventioneller (Kondensationskraftwerks-)
            Kapazitäten von 12,6 GW und
         • und 6,0 / 8,6 GW KWK-Zubau
         • und 1,5 / 3,8 GW Zubau gesicherter Leistung im Bereich
            erneuerbare Energien
         • und bei konstanter Stromnachfrage
         • verbleiben 14,7 / 27,5 GW nicht bereitgestellt gesicherte
            Leistung (10,6 / 21,7 GW bei sinkender Stromnachfrage
      Prof. Dr. Georg Erdmann (TU Berlin): „Deutschland droht die
        Stromlücke. Futures-Preise sind kein unmittelbarer Ausdruck
        der Markterwartungen im Energiesektor“ (HB 2. Juni 2008)
Energiewende: Mittelfristiger Ersatz für
KKW in Deutschland


     35
                                                                                                                                            Neckarwestheim 2
                                                                                                                                            Emsland
     30                                                                                                                                     Isar 2
                                                                                                                                            Brokdorf
     25                                                                                                                                     Gundremmingen C
                                                                                                                                            Grohnde
                                                                                 Remaining spare capacity 2017                              Philippsburg 2
     20                                                                                                                                     Gundremmingen B
GW




                                                                                                                                            Krümmel
     15                                                                                                                                     Grafenrheinfeld
                                                                                                                                            Philippsburg 1
                                                                                                                                            Unterweser
     10
                                                                                                                                            Isar 1
                                                                                                                                            Brunsbüttel
      5                                                                                                                                     Biblis B
                                                                                                                                            Neckarwestheim 1
                                                                                                                                            Biblis A
      0
                     Mothballed




                                                  Fossil PP




                                                                                   Biomass PP
                                  construction*




                                                                   (CC & CHP)*




                                                                                                Decommissio-
          Reserves




                                                                                                                 Efficiency



                                                                                                                              Capacity
                                                  planned*
                     capacities




                                                                                                                              of NPP
                                                                                                 old fossil PP



                                                                                                                  & DSM
           (2010)




                                    Fossil PP
                       (2011)




                                                                     Add'l PP
                                     under




                                                                                                      ning
             Short-term                                       up to 2017 (*lower range)                                       2010




                                                                                                                                         Öko-Institut 2011
Stromerzeugung geprägt durch variable
erneuerbaren Energien (hier: EU-27)


      5,000
                              Reference Scenario     Vision Scenario     Others
      4,500
                                                                         Geothermal

      4,000                                                              Biomass

      3,500                                                              Concentrated solar

                                                                         Photovoltaics
      3,000
                                                                         Wind
TWh




      2,500
                                                                         Hydro
      2,000
                                                                         Gases

      1,500                                                              Oil

      1,000                                                              Lignite & brown coal

                                                                         Hard coal
       500
                                                                         Nuclear
         0
              1990 2000 2008 2020 2030 2040 2050   2020 2030 2040 2050




                                                                                  Öko-Institut 2011
Systemkosten der Stromversorgung:
Wachsende Bedeutung der Kapitalkosten


           200
                        Network & sales costs     Energy taxes and CO2 costs          Variable & fuel costs    Fixed & capital costs
           180

           160

           140

           120
 € / MWh




           100

           80

           60

           40

           20

            0
                 2005       2030 2050      2030 2050      2030 2050      2030 2050            2030 2050       2030 2050      2030 2050
                 Base       Reference           CPI           High             High             High            High         Diversified
                                                           Efficiency          RES             Nuclear          CCS           Options




                                                                                European Commission, E3MLab 2011
Kapazitätssicherung in Deutschland
Die längerfristige Perspektive (1)


•   Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a.
    bei Wind und Solar eine besondere Dynamik entfalten
•   Die Kapazitätssicherung wird sich in unterschiedlichen
    Etappen unterschiedlich materialisieren
      2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks,
        (teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten
        (auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke
      2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten,
        (Abgang ca. 20 GW), Strom/Strom-Speicher, europäischer
        Verbund
      2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskompo-
        nente!), chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!),
        europäischer Verbund
•   Die Errichtung von „Nicht-EE“-Kraftwerksanlagen (als
    konventionelle Kraftwerke oder Speicherkomponenten) bleibt
    langfristig relevant
Clean/Green Dark/Spark Spreads:
Neubaukraftwerke nicht attraktiv
                         CO2-Einpreisung                             … aber: Deckungsbeiträge
                     erbringt Zusatzerträge …                      rechtfertigen keine Investition
               40


               30


               20


               10
EUR/MWh(NCV)




                0


               -10


               -20
                                                                           Clean Dark Spread Y+1
               -30                                                         Green Spark Spread Y+1
                                                                           Green Spark Spread Y+1 (Peak)
               -40                                                         Dark Spread Y+1 (w/o CO2)
                                                                           Spark Spread Y+1 (w/o CO2)

               -50
                01.2003        01.2005          01.2007          01.2009            01.2011                01.2013




                                                          McCloskey Coal, EEX, eigene Berechnungen
Exkurs Investitionskosten
CERA-Indizes


             250
                              EPCCI (mit KKW)
                              PCCI (mit KKW)
             225
                              EPCCI (ohne KKW)
                              PCCI (ohne KKW)
             200



             175
2000 = 100




             150



             125



             100



             75
                   2000-H1 2001-H1 2002-H1 2003-H1 2004-H1 2005-H1 2006-H1 2007-H1 2008-H1 2009-H1 2010-H1 2011-H1
Exkurs Investitionskosten
Standard-Projektionen


             2.500
                                                               BMWi Energieprojektionen
                                                               Braunkohle-Kraftwerk


             2.000                                             BMWi Energieprojektionen
                                                               Steinkohle-Kraftwerk


                                                               EIA AEO
                                                               Kohle-Kraftwerk
             1.500
€(2010)/kW
 (2010)/kW




                                                               BMWi Energieprojektionen
                                                               Erdgas GuD-Kraftwerk

             1.000
                                                               EIA AEO
                                                               Erdgas GuD-Kraftwerk


                                                               BMWi Energieprojektionen
              500
                                                               Erdgas Gasturbine


                                                               EIA AEO
                                                               Erdgas Gasturbine
                0
                     2000   2002   2004   2006   2008   2010
Kapazitätssicherung in Deutschland
Die längerfristige Perspektive (2)


•   These: Energy only-Märkte werden die notwendigen
    Einkommensströme nicht erzeugen können
      Sehr hohe Volatilitäten/Spreads wären notwendig!
      Glauben Investoren in die Nachhaltigkeit dieser Signale?
      Sind die Verteilungseffekte (politisch) beherrschbar?
•   Konsequenz: Ohne Einkommensströme für die Bereitstellung
    von Kapazitäten wird das Stromversorgungssystem in Europa
    – marktbasiert – nicht betrieben werden können
      Konventionelle Kraftwerkskapazitäten
      Marktintegration erneuerbarer Energien
      Integration von Stromspeichern
      (Lokalisierungssignale für Erzeugungsinvestitionen)
•   Für jede dieser Herausforderungen sind auch andere
    Lösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nur
    Kapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze
Herausforderung 1


•   Das Missing Money Problem
     die klassische Interpretation: durch Knappheitsprämien
      entstehende Preisspitzen, die Kraftwerksprojekte wirtschaftlich
      machen, werden (politisch) über kurz oder lang gekappt (oder
      die Märkte erwarten dies)
     die Interpretation im Kontext der „Großen Transformation“:
      (sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zum
      Ausbau der erneuerbaren Energien kappen bzw. verringern die
      (für Kraftwerksinvestitionen erforderlichen) Preisspitzen
•   Lösungsansatz
     Bepreisung von Kraftwerkskapazitäten (wie auch immer)
Exkurs: Begriffliche Klärung


•   Kapazitätsmechanismen
     sind spezifische Instrumente, mit denen ein Einkommensstrom
       für die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten oder
       äquivalenter Kapazitäten auf der Nachfrageseite erzeugt
       werden kann
     können über Preis- oder Mengensteuerung ansetzen
     sind marktwirtschaftliche Steuerungsinstrumente
•   Kapazitätsmärkte (im engeren Sinn)
     sind konkrete Umsetzungsoptionen für Kapazitäts-
       mechanismen
     bepreisen in den bisher vorherrschenden (nordamerikanischen)
       Modellen jegliche Kraftwerkskapazität
•   Eine Fokussierung der Debatte auf Kapazitätsmärkte (im
    engeren Sinne) greift zu kurz
Herausforderung 2


•   Die Marktintegration erneuerbarer Energien
     ein zunehmend durch erneuerbare Energien mit (sehr
       niedrigen) kurzfristigen Grenzkosten geprägter Markt erlaubt in
       letzter Konsequenz keine Marktintegration erneuerbarer
       Energien in „Energy only“-Märkte
•   Lösungsansätze
     eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristig
       unausweichlich (wenn man nicht bei einem durchgeplanten
       Garantiepreissystem bleiben will)
     Kapazitätskomponenten sind hier sinnvoll und unausweichlich
Herausforderung 3


•   Die Integration von Speichern in das
    Stromversorgungssystem
     Speicher werden mittelfristig (2025+) ein wichtiges Element des
       Strommarktes
     notwendig werden sehr verschiedene Speicherprofile
       (Tag/Nacht, Wochentag/Wochenende, windreiche/-arme
       Perioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)
     Speicheroptionen mit eher geringen Be-/Entladefrequenzen
       sehen sich mit erheblichen ökonomischen Problemen
       konfrontiert
•   Lösungsansatz
     Kapazitätskomponenten bei den Einkommensstömen für
       Speicher sind sinnvoll und unausweichlich
Herausforderung 4


•   Lokalisierungssignale für Kraftwerksinvestitionen
     die Fiktion der „Kupferplatte“ erzeugt keine
      Lokalisierungssignale für Kraftwerke (und Nachfrager)
•   Lösungsansätze
     Bepreisungsansätze auf der Netzseite (Preiszonen, Nodal
      Pricing): Unzweifelhaft kurzfristige Einsparung von Redispatch-
      Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen in
      einem sich hochdynamisch verändernden Netz sind frag-
      /diskussionswürdig
     Kapazitätsmechanismen mit regionalen Komponenten können
      ggf. einen Teil der Lösung bilden
Design von Kapazitätsmechanismen
Zentrale Fragestellungen


•   Preisbildung
      Mengensteuerung
      Preissteuerung
•   Adressierte Kapazitätsarten
      (notwendige) Neubaukraftwerke (separat)
      (stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)
      alle Kraftwerke (gleichermaßen)
      Nachfrageseite
•   Zusätzliche Qualifikationsanforderungen
      Flexibilität
      Emissionsstandards
      Lokalisierung (ggf. temporär)
•   Europäischer Harmonisierungsbedarf
Design von Kapazitätsmechanismen
Zentrale Bewertungsmaßstäbe


•   Effektive Gewährleistung von langfristiger
    Versorgungssicherheit
      insgesamt und regional
      in einem nicht perfekten Infrastruktur-Umfeld
•   Kosten
      für die Verbraucher/Netznutzer (!)
•   (Zukünftige) Skalier- oder Nutzbarkeit jenseits des
    konventionellen Kraftwerkssegments
      erneuerbare Energien
      Speicher
      Infrastruktur(subtitut?)
Schlussfolgerungen


•   Praktische Erfahrungen mit wettbewerblich ausgerichteten
    Kapazitätsmechanismen sinnvoll und notwendig
•   Umfassende Kapazitätsmärkte bilden derzeit keinen
    sinnvollen Ansatz
     wahrscheinlich leichte Effizienzvorteile aber
     erhebliche Verteilungseffekte (von den Netznutzern zu den
       Betreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden
•   Selektive Kapazitätsmechanismen bilden einen sehr
    interessanten Ansatz
     kurzfristige Lösungsoption für anstehende
       Kraftwerksinvestitionen
     Möglichkeit der Integration von Lokalisierungskomponenten
     Mengensteuerung als zukunftsträchtigerer Ansatz
     begrenztes „Experiment“ ist mit überschaubaren Risiken
      (Europa, „slippery slope“) verbunden
… und die Notwendigkeit europäischer
Harmonisierung?


•   Kapazitätselemente im Strommarkt-Design
     gibt es in einigen Teilmärkten Europas heute schon
     werden (im unterschiedlichen Konkretisierungsgrad) für viele
      Teilmärkte Europas diskutiert
     haben natürlich Verteilungswirkungen
     sind (für Europa) nicht umfassend erprobt
•   europäische Harmonisierung ist ein längerer Prozess
     umfassende EU-Gesetzgebung derzeit möglich und wirklich
       notwendig?
     aber: ohne Harmonisierungsschritte: Wildwuchs von
       Regelungen (direkte Subventionierung als Präferenz einiger
       Staaten …)
     Zwischenschritt: harmonisierte Bedarfsplanung?
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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Energiewende: Strommarktdesign (oder: Leistung muss sich wieder lohnen …)

  • 1. Energiewende: Strommarktdesign (oder: Leistung muss sich wieder lohnen …) European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung, Agentur für Erneuerbare Energien JournalistInnen-Workshop Dr. Felix Chr. Matthes Berlin, 8. Juni 2012
  • 2. Alles nur Energiewende? • Transformationsphase der Brownfield-Liberalisierung  Start der Liberalisierung (1998) • weitgehend abgeschriebener Kraftwerkspark (Ausnahme: Ost-Deutschland) • Kraftwerkspark geprägt durch kapitalintensive Anlagen mit niedrigen kurzfristigen Grenzkosten • Deckungsbeiträge = Gewinne  Übergangsphase der Liberalisierung (2000/2010) • kaum „marktgetriebene“ Kraftwerksinvestitionen ohne Sondereffekte (KWKG, Gratis-Zuteilung im EU ETS etc.)  Investitionsphase im liberalisierten Umfeld • Altersstruktur des Kraftwerkspark • Ausstieg aus der Kernenergie • Deckungsbeiträge < Kapitaldienst
  • 3. Rückblick: Die Kapazitätsdiskussion der letzten Jahre • Es geht in der konventionellen Erzeugungssystems nicht um Stromerzeugung sondern um (Spitzen-) Last-Deckung • Zwei Blicke zurück  dena- (Strom-/Effizienzlücken-) Studie (2010) für 2020/2030 • bei Zubau konventioneller (Kondensationskraftwerks-) Kapazitäten von 12,6 GW und • und 6,0 / 8,6 GW KWK-Zubau • und 1,5 / 3,8 GW Zubau gesicherter Leistung im Bereich erneuerbare Energien • und bei konstanter Stromnachfrage • verbleiben 14,7 / 27,5 GW nicht bereitgestellt gesicherte Leistung (10,6 / 21,7 GW bei sinkender Stromnachfrage  Prof. Dr. Georg Erdmann (TU Berlin): „Deutschland droht die Stromlücke. Futures-Preise sind kein unmittelbarer Ausdruck der Markterwartungen im Energiesektor“ (HB 2. Juni 2008)
  • 4. Energiewende: Mittelfristiger Ersatz für KKW in Deutschland 35 Neckarwestheim 2 Emsland 30 Isar 2 Brokdorf 25 Gundremmingen C Grohnde Remaining spare capacity 2017 Philippsburg 2 20 Gundremmingen B GW Krümmel 15 Grafenrheinfeld Philippsburg 1 Unterweser 10 Isar 1 Brunsbüttel 5 Biblis B Neckarwestheim 1 Biblis A 0 Mothballed Fossil PP Biomass PP construction* (CC & CHP)* Decommissio- Reserves Efficiency Capacity planned* capacities of NPP old fossil PP & DSM (2010) Fossil PP (2011) Add'l PP under ning Short-term up to 2017 (*lower range) 2010 Öko-Institut 2011
  • 5. Stromerzeugung geprägt durch variable erneuerbaren Energien (hier: EU-27) 5,000 Reference Scenario Vision Scenario Others 4,500 Geothermal 4,000 Biomass 3,500 Concentrated solar Photovoltaics 3,000 Wind TWh 2,500 Hydro 2,000 Gases 1,500 Oil 1,000 Lignite & brown coal Hard coal 500 Nuclear 0 1990 2000 2008 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 Öko-Institut 2011
  • 6. Systemkosten der Stromversorgung: Wachsende Bedeutung der Kapitalkosten 200 Network & sales costs Energy taxes and CO2 costs Variable & fuel costs Fixed & capital costs 180 160 140 120 € / MWh 100 80 60 40 20 0 2005 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 Base Reference CPI High High High High Diversified Efficiency RES Nuclear CCS Options European Commission, E3MLab 2011
  • 7. Kapazitätssicherung in Deutschland Die längerfristige Perspektive (1) • Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a. bei Wind und Solar eine besondere Dynamik entfalten • Die Kapazitätssicherung wird sich in unterschiedlichen Etappen unterschiedlich materialisieren  2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks, (teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten (auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke  2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten, (Abgang ca. 20 GW), Strom/Strom-Speicher, europäischer Verbund  2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskompo- nente!), chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!), europäischer Verbund • Die Errichtung von „Nicht-EE“-Kraftwerksanlagen (als konventionelle Kraftwerke oder Speicherkomponenten) bleibt langfristig relevant
  • 8. Clean/Green Dark/Spark Spreads: Neubaukraftwerke nicht attraktiv CO2-Einpreisung … aber: Deckungsbeiträge erbringt Zusatzerträge … rechtfertigen keine Investition 40 30 20 10 EUR/MWh(NCV) 0 -10 -20 Clean Dark Spread Y+1 -30 Green Spark Spread Y+1 Green Spark Spread Y+1 (Peak) -40 Dark Spread Y+1 (w/o CO2) Spark Spread Y+1 (w/o CO2) -50 01.2003 01.2005 01.2007 01.2009 01.2011 01.2013 McCloskey Coal, EEX, eigene Berechnungen
  • 9. Exkurs Investitionskosten CERA-Indizes 250 EPCCI (mit KKW) PCCI (mit KKW) 225 EPCCI (ohne KKW) PCCI (ohne KKW) 200 175 2000 = 100 150 125 100 75 2000-H1 2001-H1 2002-H1 2003-H1 2004-H1 2005-H1 2006-H1 2007-H1 2008-H1 2009-H1 2010-H1 2011-H1
  • 10. Exkurs Investitionskosten Standard-Projektionen 2.500 BMWi Energieprojektionen Braunkohle-Kraftwerk 2.000 BMWi Energieprojektionen Steinkohle-Kraftwerk EIA AEO Kohle-Kraftwerk 1.500 €(2010)/kW (2010)/kW BMWi Energieprojektionen Erdgas GuD-Kraftwerk 1.000 EIA AEO Erdgas GuD-Kraftwerk BMWi Energieprojektionen 500 Erdgas Gasturbine EIA AEO Erdgas Gasturbine 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010
  • 11. Kapazitätssicherung in Deutschland Die längerfristige Perspektive (2) • These: Energy only-Märkte werden die notwendigen Einkommensströme nicht erzeugen können  Sehr hohe Volatilitäten/Spreads wären notwendig!  Glauben Investoren in die Nachhaltigkeit dieser Signale?  Sind die Verteilungseffekte (politisch) beherrschbar? • Konsequenz: Ohne Einkommensströme für die Bereitstellung von Kapazitäten wird das Stromversorgungssystem in Europa – marktbasiert – nicht betrieben werden können  Konventionelle Kraftwerkskapazitäten  Marktintegration erneuerbarer Energien  Integration von Stromspeichern  (Lokalisierungssignale für Erzeugungsinvestitionen) • Für jede dieser Herausforderungen sind auch andere Lösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nur Kapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze
  • 12. Herausforderung 1 • Das Missing Money Problem  die klassische Interpretation: durch Knappheitsprämien entstehende Preisspitzen, die Kraftwerksprojekte wirtschaftlich machen, werden (politisch) über kurz oder lang gekappt (oder die Märkte erwarten dies)  die Interpretation im Kontext der „Großen Transformation“: (sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zum Ausbau der erneuerbaren Energien kappen bzw. verringern die (für Kraftwerksinvestitionen erforderlichen) Preisspitzen • Lösungsansatz  Bepreisung von Kraftwerkskapazitäten (wie auch immer)
  • 13. Exkurs: Begriffliche Klärung • Kapazitätsmechanismen  sind spezifische Instrumente, mit denen ein Einkommensstrom für die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten oder äquivalenter Kapazitäten auf der Nachfrageseite erzeugt werden kann  können über Preis- oder Mengensteuerung ansetzen  sind marktwirtschaftliche Steuerungsinstrumente • Kapazitätsmärkte (im engeren Sinn)  sind konkrete Umsetzungsoptionen für Kapazitäts- mechanismen  bepreisen in den bisher vorherrschenden (nordamerikanischen) Modellen jegliche Kraftwerkskapazität • Eine Fokussierung der Debatte auf Kapazitätsmärkte (im engeren Sinne) greift zu kurz
  • 14. Herausforderung 2 • Die Marktintegration erneuerbarer Energien  ein zunehmend durch erneuerbare Energien mit (sehr niedrigen) kurzfristigen Grenzkosten geprägter Markt erlaubt in letzter Konsequenz keine Marktintegration erneuerbarer Energien in „Energy only“-Märkte • Lösungsansätze  eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristig unausweichlich (wenn man nicht bei einem durchgeplanten Garantiepreissystem bleiben will)  Kapazitätskomponenten sind hier sinnvoll und unausweichlich
  • 15. Herausforderung 3 • Die Integration von Speichern in das Stromversorgungssystem  Speicher werden mittelfristig (2025+) ein wichtiges Element des Strommarktes  notwendig werden sehr verschiedene Speicherprofile (Tag/Nacht, Wochentag/Wochenende, windreiche/-arme Perioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)  Speicheroptionen mit eher geringen Be-/Entladefrequenzen sehen sich mit erheblichen ökonomischen Problemen konfrontiert • Lösungsansatz  Kapazitätskomponenten bei den Einkommensstömen für Speicher sind sinnvoll und unausweichlich
  • 16. Herausforderung 4 • Lokalisierungssignale für Kraftwerksinvestitionen  die Fiktion der „Kupferplatte“ erzeugt keine Lokalisierungssignale für Kraftwerke (und Nachfrager) • Lösungsansätze  Bepreisungsansätze auf der Netzseite (Preiszonen, Nodal Pricing): Unzweifelhaft kurzfristige Einsparung von Redispatch- Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen in einem sich hochdynamisch verändernden Netz sind frag- /diskussionswürdig  Kapazitätsmechanismen mit regionalen Komponenten können ggf. einen Teil der Lösung bilden
  • 17. Design von Kapazitätsmechanismen Zentrale Fragestellungen • Preisbildung  Mengensteuerung  Preissteuerung • Adressierte Kapazitätsarten  (notwendige) Neubaukraftwerke (separat)  (stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)  alle Kraftwerke (gleichermaßen)  Nachfrageseite • Zusätzliche Qualifikationsanforderungen  Flexibilität  Emissionsstandards  Lokalisierung (ggf. temporär) • Europäischer Harmonisierungsbedarf
  • 18. Design von Kapazitätsmechanismen Zentrale Bewertungsmaßstäbe • Effektive Gewährleistung von langfristiger Versorgungssicherheit  insgesamt und regional  in einem nicht perfekten Infrastruktur-Umfeld • Kosten  für die Verbraucher/Netznutzer (!) • (Zukünftige) Skalier- oder Nutzbarkeit jenseits des konventionellen Kraftwerkssegments  erneuerbare Energien  Speicher  Infrastruktur(subtitut?)
  • 19. Schlussfolgerungen • Praktische Erfahrungen mit wettbewerblich ausgerichteten Kapazitätsmechanismen sinnvoll und notwendig • Umfassende Kapazitätsmärkte bilden derzeit keinen sinnvollen Ansatz  wahrscheinlich leichte Effizienzvorteile aber  erhebliche Verteilungseffekte (von den Netznutzern zu den Betreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden • Selektive Kapazitätsmechanismen bilden einen sehr interessanten Ansatz  kurzfristige Lösungsoption für anstehende Kraftwerksinvestitionen  Möglichkeit der Integration von Lokalisierungskomponenten  Mengensteuerung als zukunftsträchtigerer Ansatz  begrenztes „Experiment“ ist mit überschaubaren Risiken (Europa, „slippery slope“) verbunden
  • 20. … und die Notwendigkeit europäischer Harmonisierung? • Kapazitätselemente im Strommarkt-Design  gibt es in einigen Teilmärkten Europas heute schon  werden (im unterschiedlichen Konkretisierungsgrad) für viele Teilmärkte Europas diskutiert  haben natürlich Verteilungswirkungen  sind (für Europa) nicht umfassend erprobt • europäische Harmonisierung ist ein längerer Prozess  umfassende EU-Gesetzgebung derzeit möglich und wirklich notwendig?  aber: ohne Harmonisierungsschritte: Wildwuchs von Regelungen (direkte Subventionierung als Präferenz einiger Staaten …)  Zwischenschritt: harmonisierte Bedarfsplanung?
  • 21. 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