Vortrag von Dr. Felix Chr. Matthes bei der Agora-Energiewende Fachtagung "Auf dem Weg zum EEG 3.0: Wie finanzieren sich Erneuerbare Energien innerhalb eines neuen Marktdesigns?", Berlin, 16. Oktober 2014
Rezyklateinsatzquoten für Kunststoffe - Einfache Möglichkeit zur Stärkung der...
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0: Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign
1. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0: Konzept einer strukturellen EEG-Reform auf dem Weg zu einem neuen Strommarktdesign
Agora-Energiewende Fachtagung
» Auf dem Weg zum EEG 3.0: Wie finanzieren sich Erneuerbare Energien innerhalb eines neuen Marktdesigns? «
Dr. Felix Chr. Matthes – für das Projekt-Team
Berlin, 16. Oktober 2014
2. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Die materielle Ausgangsposition (1)
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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
TWh
Geothermie
Deponiegas
Abfall (biogen)
Biomasse
Fotovoltaik
Windkraft offshore
Windkraft onshore
Wasserkraft
Historische
Daten
Nationale
Ziele
EU-rechtliche
Verpflichtung
Mindest-Ausbaupfad
Energiekonzept 2010/2011
Ausbaukorridor EEG 2014
Korridor für den Ausbau des
Anteils erneuerbarer Stromerzeugung
auf 80 bis 100% im Jahr 2050
Öko-Institut 2014
3. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Die materielle Ausgangsposition (1)
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TWh
Geothermie
Deponiegas
Abfall (biogen)
Biomasse
Fotovoltaik
Windkraft offshore
Windkraft onshore
Wasserkraft
Historische
Daten
Nationale
Ziele
EU-rechtliche
Verpflichtung
Mindest-Ausbaupfad
Energiekonzept 2010/2011
Ausbaukorridor EEG 2014
Korridor für den Ausbau des
Anteils erneuerbarer Stromerzeugung
auf 80 bis 100% im Jahr 2050
Öko-Institut 2014
2017-2037
Erneuerbare beginnen das System massiv zu prägen
Systemkosten gewinnen massiv an Bedeutung
Systemdienlichkeit (Flexibilitätsbedarf/-angebot)
als neue Herausforderung
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€2010 / MWh
Stunden
Preisdauerlinie 2015
Preisdauerlinie 2025
Preisdauerlinie 2035
Preisdauerlinie 2045
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Die materielle Ausgangsposition (2)
Öko-Institut 2014
Erneuerbare können sich in den meisten der
erwartbaren Strommarktentwicklungen (hier
eine der Varianten) über den Energy-only-Markt
(allein) nicht refinanzieren.
Ein Finanzierungsmechanismus zur Deckung
der Kapitalkosten bleibt langfristig erforderlich.
6. •Die Energiewirtschaft ist (und bleibt) wettbewerblich strukturiert
Ist-Situation (in der EU!) und Zielmodell für ein koordinations- intensives Stromsystem
Koordination in maßgeblichem Umfang über Preissignale und Finanzierung über (neue) Märkte
längerfristige Finanzierungszusagen nur durch den Regulator möglich
Risiko-Asymmetrien für die verschiedenen Segmente (nicht nur für erneuerbare Energien und fossile Erzeugung sondern auch für Nachfrageflexibilität und Speicher!) nur noch begrenzt legitimierbar
•Längerfristig wirkende Richtungsentscheidungen des EEG 2014
verpflichtende Direktvermarktung als Standardmodell
Ausschreibungen als (kommendes) Standardverfahren
(beginnende) Etablierung des Börsenpreissignals als Grundlage für Betriebsentscheidungen
•Das Finanzierungsmodell für erneuerbare Energien sollte sich an einem langfristig nachhaltigen Strommarktdesign orientieren
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die regulatorische Ausgangsposition
7. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Zielmodell eines Strommarkts der Energiewende
Regenerativ-
(Kapazitäts-) Markt**
Nachfragesegment
des Stromsystems
Erzeugungssegment
des Stromsystems
Infrastruktursegment
des Stromsystems
Infrastruktur-
Regulierung
Marktsegmente (nach Primärfunktion):
* Koordinations-segmente
** Finanzierungs-segmente
Energy-only-
Markt*
SDL-Märkte*
Kapazitäts- und
Flexibilitäts-Markt**
Klare Separierung der (Rest-) Finanzierungsmechanismen
von den Koordinationsmechanismen (möglichst geringe
Preisverzerrungen)
Öko-Institut 2014
8. 1.Unverzerrte Preissignale des Energy-only-Marktes
Direktvermarktung und feste Prämie als Standardfall
variable Einspeise-Vergütungskomponente als Sonderfall (spiegelt Preis der Strombörse)
Optimierung des Betriebs – auch zwischen Energy-only- und Systemdienstleistungsmärkten
2.Schließung der Refinanzierungslücke durch eine feste Prämie auf systemdienliche Kapazität, die über 20 Jahre gezahlt wird
Kapazitätszahlungen auf die systemdienliche Bezugsleistung
•einlastbare Stromerzeugungsoptionen: installierte Leistung
•Wind- und Solarenergie: Durchschnitt der stündlichen Einspeiseleistung für die mittleren 80% der Jahresstunden
Windenergie: Anpassung der Standard-Kapazitätsprämie an die Standortgüte mit einem Standort-Indexierungsverfahren (weiter entwickeltes Referenzertragsmodell o.ä.) zur regionalen Vergleich- mäßigung des Ausbaus und zur Vermeidung von Mitnahmeeffekten
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (1)
10. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Zentrale Elemente des Modells (2)
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Strompreis (€ / MWh)
Leistung (MW)
Anteil der Jahresstunden
Standard-Anlage
Optimierte Anlage
Preis-Dezile (2015)
13% der Erzeugung in
werthaltigere Stunden
verschoben
Einspeisespitze um 75%
höher
Die 10% höchsten und die 10% niedrigsten
stündlichen Einspeiseleistungen (im Jahr)
werden nicht berücksichtigt. Der Mittelwert der
Einspeisung für die verbleibenden 80% bildet
die Bezugsbasis für die Kapazitätsprämie.
Weniger Spitzeneinspeisung und gleich-mäßigeres
Produktionsprofil werden honoriert.
Die Anreize zur systemdienlichen Auslegung
werden (deutlich) verstärkt.
Öko-Institut 2014
11. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Zentrale Elemente des Modells (3)
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Offshore-Windenergie Wind Onshore PV < 10 MW Biomasse Biogas
€/kW
Sonderzahlung
Standortdifferenzierung
Grundvergütung
Mittelfristige Konvergenz der Kapazitätsprämien für Wind & Solar
Öko-Institut 2014
Illustrative Parametrisierung für das Jahr 2015 (Basis EEG 2014)
12. 3.(Innovations-) Sonderziele werden über einen (temporären) Kapazitätszuschlag berücksichtigt
10 GW-Offshore-Wind-Programm
außerhalb oder innerhalb des EEG 3.0 zu finanzieren
4.Risikobegrenzung durch einen Risiko-Bandbreiten-Mechanismus
Änderung des Risikoprofils: Übernahme des Strompreisrisikos durch die Anlagenbetreiber, dafür Abbau des Wetter-Risikos, Netto- Risikozuwachs bleibt begrenzt
Risiko-Bandbreiten-Mechanismus
•konservative Erlösprognose
•auf dieser Basis Definition eines Ausübungspreises für Abschöpfung (bei Ausschreibungen: Bekanntgabe vor Auktion)
•Abschöpfung der Erlöse bei Überschreitung eines bestimmten Erlösniveaus der Flotte
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (4)
14. 5.Ausschreibungen
schrittweise Einführung von Ausschreibungsverfahren, zunächst möglichst weitgehende Ausnutzung der De-Minimis-Freistellungs- optionen der EU-Beihilfeleitlinien
für nicht von Ausschreibungen erfasste Anlagen Umsetzung von administrativ festgelegten Kapazitätsprämien
Bekanntgabe des Ausübungspreises für den Risiko-Bandbreiten- Mechanismus vor der Auktion: Wettbewerb um Strompreisprognose bzw. Übernahme von Strompreisrisiken bleibt erhalten
Descending-Clock-Verfahren mit Einheitspreis
spezielle Regelungen für kleine Projekte (z.B. aus dem Bereich der Bürgerenergie)
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Zentrale Elemente des Modells (6)
15. •Strategische und ökonomische Partizipation der Bürger ist ein eigenständiges (politisches) Ziel
•Das Stromsystem wird bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien komplexer, damit werden notwendigerweise die Regelungen des Systems komplexer, damit müssen alle Beteiligten umgehen (können)
•Bürgerenergieprojekte haben durchaus perspektivische Vorteile
geringere Anforderungen an die Eigenkapitalverzinsung
geringere (lokale) Umsetzungsrisiken
•Möglichst transparente Regelungen sind eine wesentliche Erfolgsbedingung für Bürgerenergie (aber: Spannungsfelder zu anderen Zielen bzw. Mechanismen beachten)
direkt: transparente und möglichst gut handhabbare Regelungen
indirekt: Herausbildung entsprechender, vertrauenswürdiger Dienstleistungsangebote
•Sonderfall Kleinanlagen: De-minimis-Regelung für Anlagen bis 40/100 kW mit Beibehaltung der Festvergütung
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Die Rolle der Bürgerenergie
16. •Ein Schritt auf dem Weg vom Förderinstrument zu einem Segment eines ökonomisch nachhaltigen Marktdesigns
•Unter besonderer Berücksichtigung der Systemdienlichkeit als neue Anforderung zur Gewährleistung möglichst niedriger Systemkosten
•Klare Separierung von Finanzströmen, die der Koordination und der (verbleibenden) Investitionsrefinanzierung dienen, möglichst geringe Preisverzerrungen in den verschiedenen Marktsegmenten
•Volle Berücksichtigung des Börsenpreissignals als Koordinations- mechanismus für systemdienlichen Betrieb
•Feste Prämienzahlungen über 20 Jahre auf Basis der system- dienlichen Kapazität als Mechanismus zur Anreizung einer system- dienlichen Anlagenauslegung
•Perspektive für weniger technologiespezifische Kapazitätsprämien ist mittelfristig durchaus gegeben
•Vergabe der Prämienzahlungen über schrittweise eingeführte Ausschreibungen
•Risiko-Bandbreiten-Mechanismus als Flankierungsmechanismus
Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0 Das Reformmodell im Überblick (1)
17. Erneuerbare-Energien-Gesetz 3.0
Das Reformmodell im Überblick (2)
Ggf. Zahlungen für Sonderziele:
Innovationsprämie (temporär)
Zuständige Stelle (Netzbetreiber)
Ggf. Bar-ausgleich
Vermarktungserlöse
Erlösfeststellung
Erneuerbare-Energien-
Anlagenbetreiber
Einkommen aus der
Vermarktung (direkt/indirekt)
Fixe technologiespezifische
Kapazitätsprämie
auf Basis einer systemdienlichen
Bezugskapazität
Barausgleich
bei
Flottenerlösen
über dem
Ausübungspreis
Einkommen aus
Kapazitätsprämie
Fixe
Kapazitätsprämie
Meldung von Kapazität &
stündlicher Einspeisung
Ggf. Erlös-
Abschöpfung
Strommengen- (Energy-only-)
und Regelenergie-Märkte
Risiko-Bandbreiten-
Mechanismus
Öko-Institut 2014
18. 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
twitter.com/FelixMatthes