Strommarktdesign der Zukunft.Die Topologie der aktuellen Debatten(so neutral wie möglich …)Berliner Energietage 2013Worksh...
• Diskussionen um das Marktdesign des konventionellen Segments Situation am Ende des Übergangs zum liberalisierten Stromm...
• Kaltreserve (BMWi / aktuelle Gesetzeslage) ordnungsrechtliche Gewährleistung der (kurzfristigen)Versorgungssicherheit a...
• Umfassender Kapazitätsmarkt mit zentraler Nachfrage (EWI) Zentrale Nachfrage und Bepreisung aller Kapazitäten „EOM bed...
• „Do nothing“ oder Strategische Reserve Die Wahrscheinlichkeit, dass der EOM über Preisspitzen hinreichendeDeckungsbeitr...
• Umfassende Kapazitätsmärkte Nur eine umfassende Bepreisung aller Kapazitäten führt zu ökonomischeffizienten Ergebnissen...
• Zentrale Kapazitätsmärkte Nur eine Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus auf zentralerEbene führt – auch mit einer ...
Exkurs: Kostendebatte um das EEGEEG-Umlage als sinnvolle Orientierungsgröße?2,053,53 3,595,286,125,796,166,54-202468102010...
EEG-Umlage im konkreten wirtschaftlichen UmfeldSind andere Indikatoren nicht sinnvoller?7,418,609,1110,3910,129,7910,1610,...
EEG-UmlageWas sind die Stellgrößen?Öko-Institut, EEG Rechner v1.220510152025302010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017Mrd.E...
• Ceterum censio: Die EEG-Umlage ist kein sinnvoller Bewertungs- oderSteuerungsindikator• Für die Entwicklung der EEG-Umla...
• Quotenmodell (RWI, DICE/Haucap für diverse Institutionen) technologieneutrale Mengenquoten darüber hinaus wenig spezif...
• Inkrementelle Weiterentwicklung des EEG (IZES für BEE etc.) Im wesentlichen Beibehaltung des heutigen Modells (nichtnot...
• Quotenmodelle Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale beiBetrieb und Investition heben Portfoliob...
• Marktprämienmodelle Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale beiBetrieb und Investition heben Adre...
• Grundsätzliche Weiterführung des Garantiepreismodells Konfrontation mit dem Strommarkt kann keine Optimierungspotenzial...
• Die Bandbreite der derzeit diskutierten Modelle für Veränderungen desStrommarktdesigns ist groß, trotzdem lassen sich di...
Besten Dankfür Ihre AufmerksamkeitDr. Felix Chr. MatthesEnergy & Climate DivisionBüro BerlinSchicklerstraße 5-7D-10179 Ber...
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Strommarktdesign der Zukunft. Die Topologie der aktuellen Debatten (so neutral wie möglich...)

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Vortrag von Dr. Felix Chr. Matthes im Workshop "Strommarktdesign und Flankierung der erneuerbaren Energien im Umbruch?" der TU Berlin (WIP) und des Öko-Instituts, 16.5.2013, Berliner Energietage.

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Strommarktdesign der Zukunft. Die Topologie der aktuellen Debatten (so neutral wie möglich...)

  1. 1. Strommarktdesign der Zukunft.Die Topologie der aktuellen Debatten(so neutral wie möglich …)Berliner Energietage 2013Workshop der TU Berlin (WIP) und des Öko-Instituts»Strommarktdesign und Flankierung der erneuerbarenEnergien im Umbruch?«Dr. Felix Chr. MatthesBerlin, 16. Mai 2013
  2. 2. • Diskussionen um das Marktdesign des konventionellen Segments Situation am Ende des Übergangs zum liberalisierten Strommarkt(erstmals großvolumige Investitionen unter den Rahmenbedingungendes liberalisierten Marktes) Beschleunigung der latenten Strommarktprobleme durch den massivenAusbau (bestimmter) erneuerbarer Energien• Diskussionen um die Perspektiven des Flankierungsrahmens fürerneuerbare Energien Debatte um die EEG-Umlage (zukünftige) Optimierung der erneuerbaren Energien untereinander Umgang mit (Folge-) Kosten der erneuerbaren Energien (Zahlungen,Infrastruktur, Speicher)• Diskussionen um die Integration der beiden Segmente (inklusiveweiterer Flexibilitätsoptionen wie DSM, Speicher etc.)Die aktuelle Marktdesign-DebatteUnterschiedliche Dimensionen
  3. 3. • Kaltreserve (BMWi / aktuelle Gesetzeslage) ordnungsrechtliche Gewährleistung der (kurzfristigen)Versorgungssicherheit auf Gültig bis 2017• Strategische Reserve I (BDEW via. Consentec, Ecofys) Sicherung von Bestandsanlagen (Herausnahme aus dem EOM) Übergangslösung („bis zur Umsetzung eines robustenKapazitätsmechanismus“)• Strategische Reserve II (BMU/UBA/BEE via. r2b, Ecofys) Investitionen in Neuanlagen (Betrieb im EOM nur inAusnahmesituationen) Warte-/Übergangslösung („Nachweis der Nicht-Funktionsfähig-keit desEOM nicht erbracht“)• Strategische Reserve III (BMU/BDEW/BEE et al. Mai 2013) Neu- und Bestandsanlagen gleichzeitig in der SR (Umsetzung?)Die aktuelle Marktdesign-DebatteDie Vorschläge (1)
  4. 4. • Umfassender Kapazitätsmarkt mit zentraler Nachfrage (EWI) Zentrale Nachfrage und Bepreisung aller Kapazitäten „EOM bedarf einer Ergänzung durch Kapazitätszahlungen“• Segmentierter Kapazitätsmarkt (BNE via. BET) Zentrale Nachfrage und Bepreisung von Neubaukapazitäten „EOM bedarf einer Ergänzung durch Kapazitätszahlungen“• Fokussierter Kapazitätsmarkt (WWF via. Öko-Institut / LBD) Zentrale Nachfrage und Bepreisung von Neubaukapazitäten,stilllegungsbedrohten Bestandskraftwerken „EOM bedarf einer Ergänzung durch Kapazitätszahlungen“• Umfassender Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage undAusschreibung für Erneuerbare (VKU via. Enervis / BET) Dezentrale Nachfrage und Bepreisung aller Kapazitäten Ausschreibungsmodell für Kapazitäten erneuerbarer Energien „EOM bedarf einer Ergänzung durch Kapazitätszahlungen“Die aktuelle Marktdesign-DebatteDie Vorschläge (2)
  5. 5. • „Do nothing“ oder Strategische Reserve Die Wahrscheinlichkeit, dass der EOM über Preisspitzen hinreichendeDeckungsbeiträge für Kraftwerkserhalt, Neuinvestitionen undFlexibilisierung der Nachfrageseite (d.h. auch die notwendigenInvestitionen) ist hoch Handlungsnotwendigkeiten ergeben sich – wenn überhaupt – nur auseiner nationalen Perspektive (die notwendigenInvestitionen/Maßnahmen werden durch den EOM angereizt, nurmöglicherweise eben im Ausland) Alle anderen Markteingriffe tragen – in vielerlei Hinsicht – zu hoheRisiken in sichDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (1)
  6. 6. • Umfassende Kapazitätsmärkte Nur eine umfassende Bepreisung aller Kapazitäten führt zu ökonomischeffizienten Ergebnissen Differenzierungen sind unnötig, für andere Ziele sind andereInstrumente (EU-Emissionshandel) zuständig oder ist das heutigeMarktdesign ausreichen (Flexibilität wird hinreichend über EOM undRegelenergiemärkte angereizt)• Segmentierte/Fokussierte Kapazitätsmärkte Bepreisung von Kapazitäten sollte im Interessen niedriger Kosten für dieStromverbraucher auf die kritischen Bereiche beschränkt werden Das System benötigt zusätzliche Imprägnierungen mit Flexibilität undeine Absicherung der Klimaverträglichkeit Segmentierungen sind als Einstiegsmodell sinnvoll Mögliche Effizienzverluste sind durch die genannten drei PunktehinnehmbarDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (2)
  7. 7. • Zentrale Kapazitätsmärkte Nur eine Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus auf zentralerEbene führt – auch mit einer gewissen Vorausschau (5 bis 7 Jahre) –zu einem effektiven System mit niedrigen Transaktionskosten Neuinvestitionen erfordern längerfristige Kapazitätszahlungen Zentrale Auktionen sind für Markttransparenz (und Effizienz) vonzentraler Wichtigkeit• Dezentrale Kapazitätsmärkte (ohne regulierte Verpflichtung) Kapazitätsbedarf kann über die Bottom up-Aggregation desLeistungsbedarf am besten adressiert werden („Privatisierung derLeistungsvorsorge“), damit erfolgt auch eine aktive Integration derNachfrageseite Investitionen bedürfen keiner längerfristig berechenbarenKapazitätszahlungen Transaktionskosten sind hinnehmbarDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (3)
  8. 8. Exkurs: Kostendebatte um das EEGEEG-Umlage als sinnvolle Orientierungsgröße?2,053,53 3,595,286,125,796,166,54-202468102010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017ct/kWhEntwicklung derEEG-UmlageSonstige KostenKontostandLiquiditätsreserveEinnahmen für eigenverbrauchteEigenerzeugungEinnahmen für privilegiertenLetztverbrauchEffekt GrünstromprivilegEEG-Vergütungsauszahlung durch ÜNBvermiedene NetzentgelteEinnahmen aus VermarktungÖko-Institut, EEG Rechner v1.22
  9. 9. EEG-Umlage im konkreten wirtschaftlichen UmfeldSind andere Indikatoren nicht sinnvoller?7,418,609,1110,3910,129,7910,1610,540246810122010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017ct/kWhGroßhandels-Strompreis und UmlageStrompreis (Future) UmlageÖko-Institut, EEG Rechner v1.22
  10. 10. EEG-UmlageWas sind die Stellgrößen?Öko-Institut, EEG Rechner v1.220510152025302010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017Mrd.EuroNettozahlungen an Anlagenbetreiber(schraffiert: Bestand bis Ende 2013)Liquiditätsreserve + KontostandSolarWind OffshoreWind OnshoreGeothermieBiomasseGasWasser
  11. 11. • Ceterum censio: Die EEG-Umlage ist kein sinnvoller Bewertungs- oderSteuerungsindikator• Für die Entwicklung der EEG-Umlage gibt es verschiedene signifikanteTreiber Ausbauniveau insgesamt (ggf. beeinflussbar) Ausbauniveau Offshore-Wind (ggf. beeinflussbar) Privilegierung des Eigenverbrauchs (ggf. beeinflussbar) Privilegierungen im Letztverbrauchsbereich (ggf. beeinflussbar) Eingriffe in Bestandszahlungen Strompreisniveaus (letztlich nicht oder nur mittelbar beeinflussbar) Wenig bzw. allenfalls sehr langfristig bedeutsam: andereVergütungssätzeEEG-Umlage und StromkostenWesentliche Treiber & Stellgrößen
  12. 12. • Quotenmodell (RWI, DICE/Haucap für diverse Institutionen) technologieneutrale Mengenquoten darüber hinaus wenig spezifiziert (und wenn ja, bereits imEntwurfsstadium Abkehr vom reinen Quotenmodell) eher politisches Kampfmodell• Ausschreibungsmodelle (Arrhenius-Institut, Enervis / BET für VKU) technologiedifferenzierte Ausschreibung von längerfristigen Zahlungen(ggf. als Kapazitätszahlungen) unterschiedlich spezifiziert, ggf. kombiniert mit verpflichtenderDirektvermarktung• Marktprämien-Modelle (Öko-Institut) schrittweise umzusetzendes Marktprämienmodell mit längerfristigenKapazitätszahlungen Einbeziehung der Großhandels-PreissignaleDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Vorschläge (3)
  13. 13. • Inkrementelle Weiterentwicklung des EEG (IZES für BEE etc.) Im wesentlichen Beibehaltung des heutigen Modells (nichtnotwendigerweise für alle Erzeugungsoptionen, aber für die wichtigen) Feintuning der Regelungen (v.a. Referenzertragsmodell für Wind)• Sonderthema Kostenverteilung Einbeziehung der Erzeugung für den Eigenverbrauch• erneuerbare Energien• ungekoppelte Stromerzeugung• Kraft-Wärme-Kopplung Privilegierungstatbestände für den Letztverbrauch Indirekt: EE-Anlagenbetreiber über Strommarkt-Konfrontation Teilweise: Ersatz des heutigen Modells der finanziellen Wälzung durch(Rückkehr zur) physikalischen WälzungDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Vorschläge (4)
  14. 14. • Quotenmodelle Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale beiBetrieb und Investition heben Portfoliobereinigung (Technologiebandbreite) ist notwendig Kurzfristige Unterstützungszahlungen sind kein Problem Erhöhte Risikoprämien sind kein (wesentliches) Problem• Ausschreibungsmodelle Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale beiBetrieb und Investition heben Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite, aber auchPortfoliosteuerung sind sinnvoll Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen Ausschreibungen können (netto) Kostensenkungspotenziale heben,auch bei Berücksichtigung der (zusätzlichen) RisikoprämienDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (4)
  15. 15. • Marktprämienmodelle Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale beiBetrieb und Investition heben Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll,Portfoliosteuerung aber (noch) nicht Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen Preissteuerung ist angesichts der anderen Veränderungen zurBegrenzung von Risikoprämien (noch) sinnvoll und hinnehmbarDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (5)
  16. 16. • Grundsätzliche Weiterführung des Garantiepreismodells Konfrontation mit dem Strommarkt kann keine Optimierungspotenzialebei Betrieb und Investition heben bzw. diese können regulativerschlossen werden Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer (Vollkosten-)Zahlungen, der Strommarkt kann keine sinnvollenFinanzierungsbeiträge für Investitionen leisten Risikoprämien aller anderen Modelle sind nicht hinnehmbar Sonderthema Rückkehr zur physikalischen Wälzung• durch Verantwortungsübertragung auf die Bilanzkreisverant-wortlichen können (in wesentlichem Umfang) zusätzlicheFlexibilitätsoptionen gehoben werden, d.h. die Angebotskurve derFlexibilitätsoptionen ändert sich insgesamt wesentlich• die dadurch entstehenden Vorteile überkompensieren die ggf.auftretenden Nachteile durch geringere TransparenzDie aktuelle Marktdesign-DebatteDie Hintergründe (6)
  17. 17. • Die Bandbreite der derzeit diskutierten Modelle für Veränderungen desStrommarktdesigns ist groß, trotzdem lassen sich die Vorschläge guteinordnen• Die wesentlichen Ausgestaltungsmodelle bzw. deren Unterschiedelassen sich – jenseits der politischen Debatte – relativ gut aus einerReihe von Grundannahmen und/oder –Prämissen ableiten (die hier nurauszugsweise dargestellt oder diskutiert wurden)• Die Diskussion über diese Grundannahmen und/oder Prämissen bzw.deren Belastbarkeit schafft oft mehr Klarheit über die Belastbarkeitder Grund-Modelle als (verfrühte und filigrane) Ausgestaltungs-debatten – die oft mehr verdunkeln als erhellen …Zusammenfassung für die Debatte
  18. 18. Besten Dankfür Ihre AufmerksamkeitDr. Felix Chr. MatthesEnergy & Climate DivisionBüro BerlinSchicklerstraße 5-7D-10179 Berlinf.matthes@oeko.dewww.oeko.de

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