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Strommarktdesign der Zukunft.
Die Topologie der aktuellen Debatten
(so neutral wie möglich …)
Berliner Energietage 2013
Workshop der TU Berlin (WIP) und des Öko-Instituts
»Strommarktdesign und Flankierung der erneuerbaren
Energien im Umbruch?«
Dr. Felix Chr. Matthes
Berlin, 16. Mai 2013
• Diskussionen um das Marktdesign des konventionellen Segments
 Situation am Ende des Übergangs zum liberalisierten Strommarkt
(erstmals großvolumige Investitionen unter den Rahmenbedingungen
des liberalisierten Marktes)
 Beschleunigung der latenten Strommarktprobleme durch den massiven
Ausbau (bestimmter) erneuerbarer Energien
• Diskussionen um die Perspektiven des Flankierungsrahmens für
erneuerbare 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 (inklusive
weiterer Flexibilitätsoptionen wie DSM, Speicher etc.)
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Unterschiedliche Dimensionen
• 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 robusten
Kapazitätsmechanismus“)
• Strategische Reserve II (BMU/UBA/BEE via. r2b, Ecofys)
 Investitionen in Neuanlagen (Betrieb im EOM nur in
Ausnahmesituationen)
 Warte-/Übergangslösung („Nachweis der Nicht-Funktionsfähig-keit des
EOM nicht erbracht“)
• Strategische Reserve III (BMU/BDEW/BEE et al. Mai 2013)
 Neu- und Bestandsanlagen gleichzeitig in der SR (Umsetzung?)
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Vorschläge (1)
• 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 und
Ausschreibung 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-Debatte
Die Vorschläge (2)
• „Do nothing“ oder Strategische Reserve
 Die Wahrscheinlichkeit, dass der EOM über Preisspitzen hinreichende
Deckungsbeiträge für Kraftwerkserhalt, Neuinvestitionen und
Flexibilisierung der Nachfrageseite (d.h. auch die notwendigen
Investitionen) ist hoch
 Handlungsnotwendigkeiten ergeben sich – wenn überhaupt – nur aus
einer nationalen Perspektive (die notwendigen
Investitionen/Maßnahmen werden durch den EOM angereizt, nur
möglicherweise eben im Ausland)
 Alle anderen Markteingriffe tragen – in vielerlei Hinsicht – zu hohe
Risiken in sich
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (1)
• Umfassende Kapazitätsmärkte
 Nur eine umfassende Bepreisung aller Kapazitäten führt zu ökonomisch
effizienten Ergebnissen
 Differenzierungen sind unnötig, für andere Ziele sind andere
Instrumente (EU-Emissionshandel) zuständig oder ist das heutige
Marktdesign ausreichen (Flexibilität wird hinreichend über EOM und
Regelenergiemärkte angereizt)
• Segmentierte/Fokussierte Kapazitätsmärkte
 Bepreisung von Kapazitäten sollte im Interessen niedriger Kosten für die
Stromverbraucher auf die kritischen Bereiche beschränkt werden
 Das System benötigt zusätzliche Imprägnierungen mit Flexibilität und
eine Absicherung der Klimaverträglichkeit
 Segmentierungen sind als Einstiegsmodell sinnvoll
 Mögliche Effizienzverluste sind durch die genannten drei Punkte
hinnehmbar
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (2)
• Zentrale Kapazitätsmärkte
 Nur eine Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus auf zentraler
Ebene 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) von
zentraler Wichtigkeit
• Dezentrale Kapazitätsmärkte (ohne regulierte Verpflichtung)
 Kapazitätsbedarf kann über die Bottom up-Aggregation des
Leistungsbedarf am besten adressiert werden („Privatisierung der
Leistungsvorsorge“), damit erfolgt auch eine aktive Integration der
Nachfrageseite
 Investitionen bedürfen keiner längerfristig berechenbaren
Kapazitätszahlungen
 Transaktionskosten sind hinnehmbar
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (3)
Exkurs: Kostendebatte um das EEG
EEG-Umlage als sinnvolle Orientierungsgröße?
2,05
3,53 3,59
5,28
6,12
5,79
6,16
6,54
-2
0
2
4
6
8
10
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
ct/kWh
Entwicklung der
EEG-Umlage
Sonstige Kosten
Kontostand
Liquiditätsreserve
Einnahmen für eigenverbrauchte
Eigenerzeugung
Einnahmen für privilegierten
Letztverbrauch
Effekt Grünstromprivileg
EEG-Vergütungsauszahlung durch ÜNB
vermiedene Netzentgelte
Einnahmen aus Vermarktung
Öko-Institut, EEG Rechner v1.22
EEG-Umlage im konkreten wirtschaftlichen Umfeld
Sind andere Indikatoren nicht sinnvoller?
7,41
8,60
9,11
10,39
10,12
9,79
10,16
10,54
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10
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
ct/kWh
Großhandels-
Strompreis und Umlage
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EEG-Umlage
Was sind die Stellgrößen?
Öko-Institut, EEG Rechner v1.22
0
5
10
15
20
25
30
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Mrd.Euro
Nettozahlungen an Anlagenbetreiber
(schraffiert: Bestand bis Ende 2013)
Liquiditätsreserve + Kontostand
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• Ceterum censio: Die EEG-Umlage ist kein sinnvoller Bewertungs- oder
Steuerungsindikator
• Für die Entwicklung der EEG-Umlage gibt es verschiedene signifikante
Treiber
 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: andere
Vergütungssätze
EEG-Umlage und Stromkosten
Wesentliche Treiber & Stellgrößen
• Quotenmodell (RWI, DICE/Haucap für diverse Institutionen)
 technologieneutrale Mengenquoten
 darüber hinaus wenig spezifiziert (und wenn ja, bereits im
Entwurfsstadium 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 verpflichtender
Direktvermarktung
• Marktprämien-Modelle (Öko-Institut)
 schrittweise umzusetzendes Marktprämienmodell mit längerfristigen
Kapazitätszahlungen
 Einbeziehung der Großhandels-Preissignale
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Vorschläge (3)
• Inkrementelle Weiterentwicklung des EEG (IZES für BEE etc.)
 Im wesentlichen Beibehaltung des heutigen Modells (nicht
notwendigerweise 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 Wälzung
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Vorschläge (4)
• Quotenmodelle
 Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale bei
Betrieb 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 bei
Betrieb und Investition heben
 Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite, aber auch
Portfoliosteuerung sind sinnvoll
 Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen
 Ausschreibungen können (netto) Kostensenkungspotenziale heben,
auch bei Berücksichtigung der (zusätzlichen) Risikoprämien
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (4)
• Marktprämienmodelle
 Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale bei
Betrieb und Investition heben
 Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll,
Portfoliosteuerung aber (noch) nicht
 Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen
 Preissteuerung ist angesichts der anderen Veränderungen zur
Begrenzung von Risikoprämien (noch) sinnvoll und hinnehmbar
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (5)
• Grundsätzliche Weiterführung des Garantiepreismodells
 Konfrontation mit dem Strommarkt kann keine Optimierungspotenziale
bei Betrieb und Investition heben bzw. diese können regulativ
erschlossen werden
 Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll
 Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer (Vollkosten-)
Zahlungen, der Strommarkt kann keine sinnvollen
Finanzierungsbeiträge 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) zusätzliche
Flexibilitätsoptionen gehoben werden, d.h. die Angebotskurve der
Flexibilitätsoptionen ändert sich insgesamt wesentlich
• die dadurch entstehenden Vorteile überkompensieren die ggf.
auftretenden Nachteile durch geringere Transparenz
Die aktuelle Marktdesign-Debatte
Die Hintergründe (6)
• Die Bandbreite der derzeit diskutierten Modelle für Veränderungen des
Strommarktdesigns ist groß, trotzdem lassen sich die Vorschläge gut
einordnen
• Die wesentlichen Ausgestaltungsmodelle bzw. deren Unterschiede
lassen sich – jenseits der politischen Debatte – relativ gut aus einer
Reihe von Grundannahmen und/oder –Prämissen ableiten (die hier nur
auszugsweise dargestellt oder diskutiert wurden)
• Die Diskussion über diese Grundannahmen und/oder Prämissen bzw.
deren Belastbarkeit schafft oft mehr Klarheit über die Belastbarkeit
der Grund-Modelle als (verfrühte und filigrane) Ausgestaltungs-
debatten – die oft mehr verdunkeln als erhellen …
Zusammenfassung für die Debatte
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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Strommarktdesign der Zukunft. Die Topologie der aktuellen Debatten (so neutral wie möglich...)

  • 1. Strommarktdesign der Zukunft. Die Topologie der aktuellen Debatten (so neutral wie möglich …) Berliner Energietage 2013 Workshop der TU Berlin (WIP) und des Öko-Instituts »Strommarktdesign und Flankierung der erneuerbaren Energien im Umbruch?« Dr. Felix Chr. Matthes Berlin, 16. Mai 2013
  • 2. • Diskussionen um das Marktdesign des konventionellen Segments  Situation am Ende des Übergangs zum liberalisierten Strommarkt (erstmals großvolumige Investitionen unter den Rahmenbedingungen des liberalisierten Marktes)  Beschleunigung der latenten Strommarktprobleme durch den massiven Ausbau (bestimmter) erneuerbarer Energien • Diskussionen um die Perspektiven des Flankierungsrahmens für erneuerbare 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 (inklusive weiterer Flexibilitätsoptionen wie DSM, Speicher etc.) Die aktuelle Marktdesign-Debatte Unterschiedliche Dimensionen
  • 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 robusten Kapazitätsmechanismus“) • Strategische Reserve II (BMU/UBA/BEE via. r2b, Ecofys)  Investitionen in Neuanlagen (Betrieb im EOM nur in Ausnahmesituationen)  Warte-/Übergangslösung („Nachweis der Nicht-Funktionsfähig-keit des EOM nicht erbracht“) • Strategische Reserve III (BMU/BDEW/BEE et al. Mai 2013)  Neu- und Bestandsanlagen gleichzeitig in der SR (Umsetzung?) Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Vorschläge (1)
  • 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 und Ausschreibung 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-Debatte Die Vorschläge (2)
  • 5. • „Do nothing“ oder Strategische Reserve  Die Wahrscheinlichkeit, dass der EOM über Preisspitzen hinreichende Deckungsbeiträge für Kraftwerkserhalt, Neuinvestitionen und Flexibilisierung der Nachfrageseite (d.h. auch die notwendigen Investitionen) ist hoch  Handlungsnotwendigkeiten ergeben sich – wenn überhaupt – nur aus einer nationalen Perspektive (die notwendigen Investitionen/Maßnahmen werden durch den EOM angereizt, nur möglicherweise eben im Ausland)  Alle anderen Markteingriffe tragen – in vielerlei Hinsicht – zu hohe Risiken in sich Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (1)
  • 6. • Umfassende Kapazitätsmärkte  Nur eine umfassende Bepreisung aller Kapazitäten führt zu ökonomisch effizienten Ergebnissen  Differenzierungen sind unnötig, für andere Ziele sind andere Instrumente (EU-Emissionshandel) zuständig oder ist das heutige Marktdesign ausreichen (Flexibilität wird hinreichend über EOM und Regelenergiemärkte angereizt) • Segmentierte/Fokussierte Kapazitätsmärkte  Bepreisung von Kapazitäten sollte im Interessen niedriger Kosten für die Stromverbraucher auf die kritischen Bereiche beschränkt werden  Das System benötigt zusätzliche Imprägnierungen mit Flexibilität und eine Absicherung der Klimaverträglichkeit  Segmentierungen sind als Einstiegsmodell sinnvoll  Mögliche Effizienzverluste sind durch die genannten drei Punkte hinnehmbar Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (2)
  • 7. • Zentrale Kapazitätsmärkte  Nur eine Vorgabe des Versorgungssicherheitsniveaus auf zentraler Ebene 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) von zentraler Wichtigkeit • Dezentrale Kapazitätsmärkte (ohne regulierte Verpflichtung)  Kapazitätsbedarf kann über die Bottom up-Aggregation des Leistungsbedarf am besten adressiert werden („Privatisierung der Leistungsvorsorge“), damit erfolgt auch eine aktive Integration der Nachfrageseite  Investitionen bedürfen keiner längerfristig berechenbaren Kapazitätszahlungen  Transaktionskosten sind hinnehmbar Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (3)
  • 8. Exkurs: Kostendebatte um das EEG EEG-Umlage als sinnvolle Orientierungsgröße? 2,05 3,53 3,59 5,28 6,12 5,79 6,16 6,54 -2 0 2 4 6 8 10 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 ct/kWh Entwicklung der EEG-Umlage Sonstige Kosten Kontostand Liquiditätsreserve Einnahmen für eigenverbrauchte Eigenerzeugung Einnahmen für privilegierten Letztverbrauch Effekt Grünstromprivileg EEG-Vergütungsauszahlung durch ÜNB vermiedene Netzentgelte Einnahmen aus Vermarktung Öko-Institut, EEG Rechner v1.22
  • 9. EEG-Umlage im konkreten wirtschaftlichen Umfeld Sind andere Indikatoren nicht sinnvoller? 7,41 8,60 9,11 10,39 10,12 9,79 10,16 10,54 0 2 4 6 8 10 12 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 ct/kWh Großhandels- Strompreis und Umlage Strompreis (Future) Umlage Öko-Institut, EEG Rechner v1.22
  • 10. EEG-Umlage Was sind die Stellgrößen? Öko-Institut, EEG Rechner v1.22 0 5 10 15 20 25 30 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Mrd.Euro Nettozahlungen an Anlagenbetreiber (schraffiert: Bestand bis Ende 2013) Liquiditätsreserve + Kontostand Solar Wind Offshore Wind Onshore Geothermie Biomasse Gas Wasser
  • 11. • Ceterum censio: Die EEG-Umlage ist kein sinnvoller Bewertungs- oder Steuerungsindikator • Für die Entwicklung der EEG-Umlage gibt es verschiedene signifikante Treiber  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: andere Vergütungssätze EEG-Umlage und Stromkosten Wesentliche Treiber & Stellgrößen
  • 12. • Quotenmodell (RWI, DICE/Haucap für diverse Institutionen)  technologieneutrale Mengenquoten  darüber hinaus wenig spezifiziert (und wenn ja, bereits im Entwurfsstadium 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 verpflichtender Direktvermarktung • Marktprämien-Modelle (Öko-Institut)  schrittweise umzusetzendes Marktprämienmodell mit längerfristigen Kapazitätszahlungen  Einbeziehung der Großhandels-Preissignale Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Vorschläge (3)
  • 13. • Inkrementelle Weiterentwicklung des EEG (IZES für BEE etc.)  Im wesentlichen Beibehaltung des heutigen Modells (nicht notwendigerweise 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 Wälzung Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Vorschläge (4)
  • 14. • Quotenmodelle  Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale bei Betrieb 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 bei Betrieb und Investition heben  Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite, aber auch Portfoliosteuerung sind sinnvoll  Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen  Ausschreibungen können (netto) Kostensenkungspotenziale heben, auch bei Berücksichtigung der (zusätzlichen) Risikoprämien Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (4)
  • 15. • Marktprämienmodelle  Konfrontation mit dem Strommarkt kann Optimierungspotenziale bei Betrieb und Investition heben  Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll, Portfoliosteuerung aber (noch) nicht  Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer Kapazitätszahlungen  Preissteuerung ist angesichts der anderen Veränderungen zur Begrenzung von Risikoprämien (noch) sinnvoll und hinnehmbar Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (5)
  • 16. • Grundsätzliche Weiterführung des Garantiepreismodells  Konfrontation mit dem Strommarkt kann keine Optimierungspotenziale bei Betrieb und Investition heben bzw. diese können regulativ erschlossen werden  Adressierung einer gewissen Technologiebandbreite ist sinnvoll  Investitionen bedürfen längerfristig berechenbarer (Vollkosten-) Zahlungen, der Strommarkt kann keine sinnvollen Finanzierungsbeiträge 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) zusätzliche Flexibilitätsoptionen gehoben werden, d.h. die Angebotskurve der Flexibilitätsoptionen ändert sich insgesamt wesentlich • die dadurch entstehenden Vorteile überkompensieren die ggf. auftretenden Nachteile durch geringere Transparenz Die aktuelle Marktdesign-Debatte Die Hintergründe (6)
  • 17. • Die Bandbreite der derzeit diskutierten Modelle für Veränderungen des Strommarktdesigns ist groß, trotzdem lassen sich die Vorschläge gut einordnen • Die wesentlichen Ausgestaltungsmodelle bzw. deren Unterschiede lassen sich – jenseits der politischen Debatte – relativ gut aus einer Reihe von Grundannahmen und/oder –Prämissen ableiten (die hier nur auszugsweise dargestellt oder diskutiert wurden) • Die Diskussion über diese Grundannahmen und/oder Prämissen bzw. deren Belastbarkeit schafft oft mehr Klarheit über die Belastbarkeit der Grund-Modelle als (verfrühte und filigrane) Ausgestaltungs- debatten – die oft mehr verdunkeln als erhellen … Zusammenfassung für die Debatte
  • 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