energiewende: strommarktdesign (oder: leistung muss sich wieder lohnen …)
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Vortrag beim JournalistInnen-Workshop der European Climate Foundation, 100% Erneuerbar Stiftung, Agentur für Erneuerbare Energien am 8. Juni 2012 in BerlinTRANSCRIPT
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
• Transformationsphase der Brownfield-Liberalisierung
Start der Liberalisierung (1998)
• weitgehend abgeschriebener Kraftwerkspark(Ausnahme: Ost-Deutschland)
• Kraftwerkspark geprägt durch kapitalintensive Anlagen mitniedrigen kurzfristigen Grenzkosten
Alles nur Energiewende?
• Deckungsbeiträge = Gewinne
Übergangsphase der Liberalisierung (2000/2010)
• kaum „marktgetriebene“ Kraftwerksinvestitionen ohneSondereffekte (KWKG, Gratis-Zuteilung im EU ETS etc.)
Investitionsphase im liberalisierten Umfeld
• Altersstruktur des Kraftwerkspark
• Ausstieg aus der Kernenergie
• Deckungsbeiträge < Kapitaldienst
• Es geht in der konventionellen Erzeugungssystems nicht umStromerzeugung 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
Rückblick: Die Kapazitätsdiskussionder letzten Jahre
• und 6,0 / 8,6 GW KWK-Zubau
• und 1,5 / 3,8 GW Zubau gesicherter Leistung im Bereicherneuerbare Energien
• und bei konstanter Stromnachfrage
• verbleiben 14,7 / 27,5 GW nicht bereitgestellt gesicherteLeistung (10,6 / 21,7 GW bei sinkender Stromnachfrage
Prof. Dr. Georg Erdmann (TU Berlin): „Deutschland droht dieStromlücke. Futures-Preise sind kein unmittelbarer Ausdruckder Markterwartungen im Energiesektor“ (HB 2. Juni 2008)
Energiewende: Mittelfristiger Ersatz fürKKW in Deutschland
15
20
25
30
35
GW
Neckarwestheim 2
Emsland
Isar 2
Brokdorf
Gundremmingen C
Grohnde
Philippsburg 2
Gundremmingen B
Krümmel
Grafenrheinfeld
Philippsburg 1
Remaining spare capacity 2017
Öko-Institut 2011
0
5
10
Reserv
es
(20
10)
Mo
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PP
Short-term up to 2017 (*lower range) 2010
Philippsburg 1
Unterweser
Isar 1
Brunsbüttel
Biblis B
Neckarwestheim 1
Biblis A
Stromerzeugung geprägt durch variableerneuerbaren Energien (hier: EU-27)
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000T
Wh
Others
Geothermal
Biomass
Concentrated solar
Photovoltaics
Wind
Reference Scenario Vision Scenario
Öko-Institut 2011
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
1990 2000 2008 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050
TW
h Wind
Hydro
Gases
Oil
Lignite & brown coal
Hard coal
Nuclear
Systemkosten der Stromversorgung:Wachsende Bedeutung der Kapitalkosten
100
120
140
160
180
200/
MW
h
Network & sales costs Energy taxes and CO2 costs Variable & fuel costs Fixed & capital costs
European Commission, E3MLab 2011
0
20
40
60
80
2005 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050 2030 2050
Base Reference CPI HighEfficiency
HighRES
HighNuclear
HighCCS
DiversifiedOptions
€/
MW
h
• Der Ausbau erneuerbarer Energien wird für Deutschland v.a.bei Wind und Solar eine besondere Dynamik entfalten
• Die Kapazitätssicherung wird sich in unterschiedlichenEtappen unterschiedlich materialisieren
2010/2020: Flexibilitäten des vorhandenen Kraftwerksparks,(teilweise begonnener) Zubau konventioneller Kapazitäten(auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke
Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (1)
(auch: KWK) und Pumpspeicherkraftwerke
2020/2030: (notwendiger) Zubau konventioneller Kapazitäten,(Abgang ca. 20 GW), Strom/Strom-Speicher, europäischerVerbund
2030/2050: Strom/Strom-Speicher (mit Kraftwerkskompo-nente!), chemische Speicher (mit Kraftwerkskomponente!),europäischer Verbund
• Die Errichtung von „Nicht-EE“-Kraftwerksanlagen (alskonventionelle Kraftwerke oder Speicherkomponenten) bleibtlangfristig relevant
Clean/Green Dark/Spark Spreads:Neubaukraftwerke nicht attraktiv
0
10
20
30
40
EU
R/M
Wh
(NC
V)
CO2-Einpreisung
erbringt Zusatzerträge …
… aber: Deckungsbeiträge
rechtfertigen keine Investition
McCloskey Coal, EEX, eigene Berechnungen
-50
-40
-30
-20
-10
01.2003 01.2005 01.2007 01.2009 01.2011 01.2013
EU
R/M
Wh
(NC
V)
Clean Dark Spread Y+1
Green Spark Spread Y+1
Green Spark Spread Y+1 (Peak)
Dark Spread Y+1 (w/o CO2)
Spark Spread Y+1 (w/o CO2)
Exkurs InvestitionskostenCERA-Indizes
175
200
225
2502
00
0=
10
0
EPCCI (mit KKW)
PCCI (mit KKW)
EPCCI (ohne KKW)
PCCI (ohne KKW)
75
100
125
150
2000-H1 2001-H1 2002-H1 2003-H1 2004-H1 2005-H1 2006-H1 2007-H1 2008-H1 2009-H1 2010-H1 2011-H1
20
00
=1
00
Exkurs InvestitionskostenStandard-Projektionen
1.500
2.000
2.500
(20
10
)/k
W
BMWi EnergieprojektionenBraunkohle-Kraftwerk
BMWi EnergieprojektionenSteinkohle-Kraftwerk
EIA AEOKohle-Kraftwerk
BMWi Energieprojektionen
0
500
1.000
2000 2002 2004 2006 2008 2010
€(2
01
0)/
kW
BMWi EnergieprojektionenErdgas GuD-Kraftwerk
EIA AEOErdgas GuD-Kraftwerk
BMWi EnergieprojektionenErdgas Gasturbine
EIA AEOErdgas Gasturbine
• These: Energy only-Märkte werden die notwendigenEinkommensströme 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
Kapazitätssicherung in DeutschlandDie längerfristige Perspektive (2)
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 andereLösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nurKapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze
• Das Missing Money Problem
die klassische Interpretation: durch Knappheitsprämienentstehende Preisspitzen, die Kraftwerksprojekte wirtschaftlichmachen, werden (politisch) über kurz oder lang gekappt (oderdie Märkte erwarten dies)
die Interpretation im Kontext der „Großen Transformation“:(sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zum
Herausforderung 1
(sinnvolle und notwendige) politische Interventionen zumAusbau der erneuerbaren Energien kappen bzw. verringern die(für Kraftwerksinvestitionen erforderlichen) Preisspitzen
• Lösungsansatz
Bepreisung von Kraftwerkskapazitäten (wie auch immer)
• Kapazitätsmechanismen
sind spezifische Instrumente, mit denen ein Einkommensstromfür die Bereitstellung von Kraftwerkskapazitäten oderäquivalenter Kapazitäten auf der Nachfrageseite erzeugtwerden kann
können über Preis- oder Mengensteuerung ansetzen
sind marktwirtschaftliche Steuerungsinstrumente
Exkurs: Begriffliche Klärung
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 (imengeren Sinne) greift zu kurz
• Die Marktintegration erneuerbarer Energien
ein zunehmend durch erneuerbare Energien mit (sehrniedrigen) kurzfristigen Grenzkosten geprägter Markt erlaubt inletzter Konsequenz keine Marktintegration erneuerbarerEnergien in „Energy only“-Märkte
• Lösungsansätze
eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristig
Herausforderung 2
eine Veränderung des Marktdesigns ist mittelfristigunausweichlich (wenn man nicht bei einem durchgeplantenGarantiepreissystem bleiben will)
Kapazitätskomponenten sind hier sinnvoll und unausweichlich
• Die Integration von Speichern in dasStromversorgungssystem
Speicher werden mittelfristig (2025+) ein wichtiges Element desStrommarktes
notwendig werden sehr verschiedene Speicherprofile(Tag/Nacht, Wochentag/Wochenende, windreiche/-armePerioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)
Herausforderung 3
Perioden/Jahreszeiten, überjährige Versorgungssicherheit)
Speicheroptionen mit eher geringen Be-/Entladefrequenzensehen sich mit erheblichen ökonomischen Problemenkonfrontiert
• Lösungsansatz
Kapazitätskomponenten bei den Einkommensstömen fürSpeicher sind sinnvoll und unausweichlich
• Lokalisierungssignale für Kraftwerksinvestitionen
die Fiktion der „Kupferplatte“ erzeugt keineLokalisierungssignale für Kraftwerke (und Nachfrager)
• Lösungsansätze
Bepreisungsansätze auf der Netzseite (Preiszonen, NodalPricing): Unzweifelhaft kurzfristige Einsparung von Redispatch-Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen in
Herausforderung 4
Kosten, Lenkungswirkungen für Investitionen/Ansiedlungen ineinem sich hochdynamisch verändernden Netz sind frag-/diskussionswürdig
Kapazitätsmechanismen mit regionalen Komponenten könnenggf. einen Teil der Lösung bilden
• Preisbildung
Mengensteuerung
Preissteuerung
• Adressierte Kapazitätsarten
(notwendige) Neubaukraftwerke (separat)
(stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)
Design von KapazitätsmechanismenZentrale Fragestellungen
(stilllegungsgefährdete) Bestandskraftwerke (separat)
alle Kraftwerke (gleichermaßen)
Nachfrageseite
• Zusätzliche Qualifikationsanforderungen
Flexibilität
Emissionsstandards
Lokalisierung (ggf. temporär)
• Europäischer Harmonisierungsbedarf
• Effektive Gewährleistung von langfristigerVersorgungssicherheit
insgesamt und regional
in einem nicht perfekten Infrastruktur-Umfeld
• Kosten
für die Verbraucher/Netznutzer (!)
Design von KapazitätsmechanismenZentrale Bewertungsmaßstäbe
• (Zukünftige) Skalier- oder Nutzbarkeit jenseits deskonventionellen Kraftwerkssegments
erneuerbare Energien
Speicher
Infrastruktur(subtitut?)
• Praktische Erfahrungen mit wettbewerblich ausgerichtetenKapazitätsmechanismen sinnvoll und notwendig
• Umfassende Kapazitätsmärkte bilden derzeit keinensinnvollen Ansatz
wahrscheinlich leichte Effizienzvorteile aber
erhebliche Verteilungseffekte (von den Netznutzern zu denBetreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden
Schlussfolgerungen
Betreibern der Bestandskraftwerke), d.h. Kosten für die Kunden
• Selektive Kapazitätsmechanismen bilden einen sehrinteressanten Ansatz
kurzfristige Lösungsoption für anstehendeKraftwerksinvestitionen
Möglichkeit der Integration von Lokalisierungskomponenten
Mengensteuerung als zukunftsträchtigerer Ansatz
begrenztes „Experiment“ ist mit überschaubaren Risiken(Europa, „slippery slope“) verbunden
• Kapazitätselemente im Strommarkt-Design
gibt es in einigen Teilmärkten Europas heute schon
werden (im unterschiedlichen Konkretisierungsgrad) für vieleTeilmärkte Europas diskutiert
haben natürlich Verteilungswirkungen
sind (für Europa) nicht umfassend erprobt
… und die Notwendigkeit europäischerHarmonisierung?
• europäische Harmonisierung ist ein längerer Prozess
umfassende EU-Gesetzgebung derzeit möglich und wirklichnotwendig?
aber: ohne Harmonisierungsschritte: Wildwuchs vonRegelungen (direkte Subventionierung als Präferenz einigerStaaten …)
Zwischenschritt: harmonisierte Bedarfsplanung?
Besten Dankfür Ihre Aufmerksamkeit
Dr. Felix Chr. MatthesEnergy & Climate DivisionBüro BerlinSchicklerstraße 5-7D-10179 [email protected]