Vortrag von Dr. Felix Christian Matthes, Berliner Energietage 2014, Workshop des Öko-Instituts "Ein ganzheitliches Marktdesign für ein zukunftsfähiges Stromsystem"

1. Auf dem Weg zu einem ganzheitlichen
und zukunftsfähigen Strommarktdesign
Berliner Energietage 2014
Workshop des Öko-Instituts
» Ein ganzheitliches Marktdesign für ein zukunftsfähiges
Stromsystem «
Dr. Felix Chr. Matthes
Berlin, 19. Mai 2014

2. • Es geht um die nachhaltige ökonomische Basis des Stromsystems
 im Kontext der Transformation zu einem regenerativen Stromsystem
 im Kontext einer ganzen Reihe anderer Entwicklungen
• Im Kern müssen zwei Fragestellungen adressiert werden
 Wie können robuste Rahmenbedingungen für die notwendigen
Investitionen geschaffen/erhalten werden?
 Wie kann ein zunehmend komplexes System mit extrem vielfältiger
Trägerschaft – über Preissignale – koordiniert werden (mit Blick auf
Betriebs- und Investitionsentscheidungen)?
• Andere (“sekundäre”) Dimensionen der Debatte
 Zusammenbrechen der klassischen Geschäftsmodelle
 Risikoasymmetrien zwischen dem erneuerbaren, dem klassisch-
konventionellen und dem komplementären (Nachfrageflexibilität,
Speicher) Segment
 Zunehmende Kompetenzkonflikte/-inkonsistenzen in der EU
Auf dem Weg zum dekarbonisierten Stromsystem
Vielfältige Dimensionen der Debatte

3. • Ein massiv unterinvestiertes Stromsystem (in vielen EU-Ländern)
• Politisch getriebene Außerbetriebnahmen signifikanter
Kraftwerkskapazitäten in vielen EU-Staaten (Kernenergie-Ausstieg,
Richtlinie zu Industrieemissionen)
• Massiv gestiegene Kosten für konventionelle Stromerzeugungs-
anlagen (und Infrastrukturen)
• Massiv gesunkene Kosten für (einige) erneuerbare Erzeugungs-
optionen und neue Ertragsoptionen für dezentrale
Erzeugungsoptionen (Grid-Parity)
• Problematische Preistrends für fossile (unterschiedlich CO2-
intensive) Energieträger (v.a. Steinkohle-Erdgas-Spread)
• Ambitionierte Treibhausgas-Minderungsziele der EU – aber das
Emissionshandelssystem der Europäischen Union in einer tiefen –
und längerfristigen – Krise
• Massive Interferenzen zwischen dem Ausbau der erneuerbaren
Energien etc. und dem Strommengenmarkt
Übergang zu einem dekarbonisierten Stromsystem
Vielfältige Herausforderungen

4. Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen
Vielfältige Einflussfaktoren
Öko-Institut 2014
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
EUR/MWh
Stunden




 Ausbau erneuerbarer Energien
(politikgetrieben)
 Knappheitsbedingte CO2-Zertifikatspreise
(politikgetriebene Internalisierung)
 Erhöhung der Brennstoffpreise
(im Wesentlichen marktautonom)
 Abbau der Kohlekraftwerkskapazitäten
(marktendogen und ggf. politikgetrieben)

5. Langfristige Entwicklung der Strompreisstrukturen
Erwartbare Entwicklungen im CWE-Markt
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 4501 5001 5501 6001 6501 7001 7501 8001 8501
€2010/MWh
PowerFlex 2015
PowerFlex 2025
PowerFlex 2035
PowerFlex 2045
Öko-Institut 2014

6. • Erneuerbare Energien (v.a. Sonne und Wind)
 werden sich bei ambitionierten Ausbaupfaden (>60%) nicht über den
Strommengen- (Energy-only-) Markt (EOM) refinanzieren können
 Auslegungsentscheidungen haben weitreichende Implikationen für
den (langfristig teuren) Flexibilitätsbedarf des Systems
• Klassisch-konventionelles Stromerzeugungssegment
 wird sich unter wahrscheinlichen Entwicklungsszenarien für zentrale
Rahmenbedingungen nicht über den Strommengenmarkt
refinanzieren oder fixe Betriebskosten decken können
 wird für die nächsten zwei Dekaden eine wichtige Rolle behalten
• Komplementäres Stromerzeugungs- und Flexibilitätssegment
(Nachfrageflexibilität, Speicherung)
 bedarf – jenseits der „Low-hanging fruits“ –erheblicher Investitionen
und ist mit einer besonders starken Risikowahrnehmungen behaftet
 ist das zentrale Segment für Flexibilitätsbereitstellung
• Keines der Segmente ist allein über den EOM refinanzierbar
Startpunkte für ein nachhaltiges Strommarktdesign
Umgang mit Unsicherheiten

7. ErneuerbareEnergien
KonventionelleEnergien
EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen,
Einheitsmodell, hohe Differenzierung
Strommarkt nach der Liberalisierung:
Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise
Das zukünftige Stromsystem:
koordinationsintensiv (flexibler
Dispatch, Systemdienstleistungen)
kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)
Zahlungen für Energie
& Systemdienstleistungen
Zahlungen für
gesicherte Kapazität
Zahlungen für andere
(CO2-freie) Kapazität
Aufgabe: Die anstehende Transformation
einer polarisierten Struktur des Energiemarkts
a) Welcher Weg dorthin?
b) Wieviel Europa in welcher Etappe
a) “Invest, produce &
forget”
b) national
a) “Produce & forget
about investments”
b) Europa

8. 1. Preissignale (und Einkommen) für Strommengen (existiert,
auszuweiten und zu stärken)
 Koordinationsmechanismus für effiziente Betriebsentscheidungen
2. Preissignale (und Einkommen) für Systemdienstleistungen (existiert,
zu öffnen, auszuweiten und zu stärken)
3. Preissignale (und Einkommen) aus der CO2-Bepreisung (EU ETS)
(existiert, zu reanimieren)
 CO2-minimierende Betriebsentscheidungen
 Beitrag zu CO2-minimierenden Investitionsentscheidungen im
klassisch-konventionellen Segment
4. Preissignale (und Einkommen) für gesicherte Kapazität (zu schaffen)
 Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im klassisch-
konventionellen (Residuallast-Kraftwerke) und im komplementären
Segment (Nachfrageflexibilität, Speicher)
 Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage
 Preisbildung in transparenten Märkten, minimale EOM-Interferenzen
Das langfristige neue Marktdesign
Der Sieben-Segmente-Ansatz (1)

9. 5. Preissignale (und Einkommen) für CO2-freie/erneuerbare Kapazität
(zu schaffen, Anschlussmechanismus für heutige Fördersysteme)
 Schließung der Refinanzierungslücke für Investitionen im
regenerativen Segment
 Systemdienliche Kapazität als Finanzierungsgrundlage, Minimierung
der EOM-Interferenzen
 Transparente Preisbildung
6. Preissignale (und Einkommen) für Energieeffizienz (zu schaffen)
 Flankierung von Energieeffizienz in einem zunehmend durch
Kapazitätszahlungen geprägten Markt
7. Investitionen befördernder regulativer Rahmen für massive
Infrastruktur-Erneuerungen und -Erweiterungen
Zwei Erinnerungen:
 Kein Segment wird allein die vollständige Investitionsrefinanzierung
ermöglichen
 Grenzüberschreitende Ansätze sind sinnvoll und anzustreben
Das langfristige neue Marktdesign
Der Sieben-Segmente-Ansatz (2)

10. • Wie soll für die neuen Marktsegmente die Nachfrage geschaffen
werden: Zentrale (aggregierte) Nachfrage durch den Regulierer
 Nur auf aggregierter Ebene können wichtige Entscheidungen/
Interaktionen sinnvoll getroffen/berücksichtigt werden (Beiträge
dezentraler und regenerativer Kapazitäten sowie des Auslands zur
gesicherten Kapazität, Regenerativ-Portfolio)
 Nur durch zentrale Nachfrage können investitionsfördernde,
längerfristige Zahlungsverpflichtungen eingegangen werden
 Nur durch umfassende Verpflichtung können (realistisch)
Trittbrettfahrer-Probleme vermieden werden
• Welche Rolle soll der Preisfestlegung im Wettbewerb zukommen?
 Perspektive Kostenreduktion: in unterschiedlichem Maße relevant
 Perspektive Mengensteuerung: in unterschiedlichem Maße relevant
 Ordnungspolitische Perspektive: der Staat legt keine Preise fest
 Im Zeitverlauf sind unterschiedliche Ansätze möglich und sinnvoll
• Kostenbegrenzung für Verbraucher als wichtige Rahmenbedingung
Das langfristige neue Marktdesign
Weitere Grundsatz-Überlegungen

11. ErneuerbareEnergien
KonventionelleEnergien
EEG: (implizite) Kapazitätszahlungen,
Einheitsmodell, hohe Differenzierung
Strommarkt nach der Liberalisierung:
Zahlungen für Energie, Grenzkostenpreise
Zahlungen für Energie
& Systemdienstleistungen
Zahlungen für
gesicherte Kapazität
Zahlungen für andere
(CO2-freie) Kapazität
Kapazitäts-
markt-Zahlungen
(schrittweise
und differenziert)
einführen
– und lernen!
(EOM-) Marktpreis-
Signale
(schrittweise)
einführen,
Förderung
(schrittweise) in
Kapazitäts-
zahlungen
überführen
– und lernen!
Das zukünftige Stromsystem:
koordinationsintensiv (flexibler
Dispatch, Systemdienstleistungen)
kapitalintensiv, CO2-frei (regenerativ)
Übergangsoption #3 (#1 & 2 gern auf Nachfrage)
Marktrealismus mit Vision auf beiden Seiten
Aufgeklärte Reform: Klare strukturelle Perspektive, auch auf
Lernen angelegte Schritte hin zu Konvergenz & Integration
Vorschlag:
Fokussierte
Kapazitäts-
märkte
Vorschlag:
Wert-
optimierte
EEG-Reform

12. Zuständige Regulierungsstelle
Zuständige Stelle
Flexible &
CO2-arme
Neuanlagen
Gebot
Stilllegungs-
gefährdete
Bestandsanlagen
Steuerbare
Lasten
Präqualifikation Präqualifikation
Präqualifikation
Kapazitätszahlung
Kapazitätszahlung
Erfüllungsnachweis
Erfüllungsnachweis
Versorgungs-
sicherheits-
Bericht
Energy-only- und
Regelenergie-Märkte
Bestandsanlagen-
Auktion
Neuanlagen-
Auktion
Gebote Gebote Gebote
Zahlungen
Konsultation
Netz-
Entwicklungs-
Plan
Zahlungen Zahlungen
Gebot
Bestandsanlagen
mit hinreichender Deckung
der fixen Betriebskosten
Keine Teilnahme am Kapazitätsmarkt
Der Fokussierte Kapazitätsmarkt
Robustes Einführungsmodell
2
3
4
1
1 Kapazitätsregister
2 Versorgungssicherheitsbericht
3 Differenzierte Produkte
4 Differenzierte Präqualifikation
5
7
8
6
9
10
5 Auktionsmengenfestlegung
6 Auktion (descending clock)
7 Ausgabe der Call-Option
8 Unbeschränkter Einsatz
9 Erfüllungsnachweise
10 Überwälzung

13. 1. Alle zwei Jahre wird – im Kontext des Netzentwicklungsplans – ein
Versorgungssicherheitsbericht (Perspektive 5 bis 7 Jahre) erstellt
• angestrebtes Niveau der Versorgungssicherheit
• Überprüfung und Aktualisierung der Abgrenzungskriterien
(Präqualifikationsbedingungen) für stilllegungsgefährdete Kraftwerke
sowie für Neuanlagen
• Definition der Auktionssegmente
2. Zwei separate Ausschreibungen für stilllegungsbedrohte Bestands-
kraftwerke und nachfrageseitige Flexibilität sowie für Neuanlagen
• Kapazitätszahlungen für 1 oder 4 Jahre für Bestandsanlagen bzw.
nachfrageseitige Flexibilität
• Kapazitätszahlungen für 15 Jahre für Neuanlagen
• Flexibilitäts- und Emissionsanforderungen für Neuanlagen
• Keine Beschränkung der Teilnahme am Strommengenmarkt .
3. Für (unerwartet) hohe Erlöse im Strommengenmarkt wird ein
Abschöpfungsmechanismus eingeführt
Der Fokussierte Kapazitätsmarkt
Zentrale Elemente

14. • Ausgangspunkt: Versorgungssicherheit als öffentliches Gut
• Prämissen bzw. Kernpunkte
 Versorgungssicherheit
 Systemdienlichkeit der flankierten (Neuanlagen-) Kapazität
(Imprägnierung des Systems mit zusätzlicher Flexibilität)
 explizite Einbeziehung der Nachfrageseite
 Begrenzung der Kosten für die Verbraucher (ggf. unter Akzeptanz
– begrenzter – Effizienzverluste)
 Hinreichende Planungssicherheit für Investoren (längerfristige
Kapazitätszahlungen v.a. für Neuanlagen)
 Flankierung der Energiewende (Flexibilität, Emissionsstandards)
• Längerfristig wird der Fokussierte Kapazitätsmarkt in einen
umfassenden Kapazitätsmarkt hineinwachsen, dann aber eher in ein
Modell des Capability-Markts
Der Fokussierte Kapazitätsmarkt
Zusammenfassung

15. Die Topologie der EEG-Reformdebatte
Überblick
Kosten-
orientierte
Garantie-
vergütungen
Langfristige
Zahlungen
Langfristige Zahlungen
Kurzfristige Zahlungen
Prämienmodelle
Fixe Marktprämie
Gleitende
Marktprämie
KapazitätsprämieStrom-
mengen-
Prämie indirekt direkt
Technologiedifferenzierung
Technologieneutralität
Administrative Preissetzung
Mengenvorgaben & wettbewerbliche Preissetzung (Auktion, Quote etc.)
Administrative
Preissetzung
GrundstrukturParametrisierungen
Bonussysteme
Strommarkt-Einkommen
Technologie-
differenzierung
Strommengen Kapazitäten
ZentraleElementederReformmodelle
Festpreissysteme
AktuellesModell(EEG-Modell)
Festpreissysteme
Wertoptimierte EEG-Reform

16. Das Modell der wertoptimierten EEG-Reform
Überblick
Zuständige Regulierungsstelle
Zuständige Stelle (Übertragungsnetzbetreiber)
Gebote
Ggf. Bar-
ausgleich**
Zahlungen
Feststellung
des mittleren
Erlöses der
Flotte sowie
der Differenz
zum
Ausübungs-
preis
Erneuerbare-Energien-
Anlagenbetreiber
* (technologiespezifische) Kapazitätsprämie
für jede Kohorte fixiert für einen längeren
Zeitraum (20 Jahre)
** Barausgleich für die realisierte Produktion
zum Differenzbetrag zwischen mittlerem
Erlös der Flotte und Ausübungspreis
Einkommen aus der
Vermarktung (direkt/indirekt)
Steuerbare Anlagen:
Bezugskapazität: Installierte
Leistung
Dargebotsabhängige Anlagen:
Bezugskapazität: Stündliche
Einspeisung
Barausgleich
bei
Flottenerlösen
über dem
Ausübungspreis
Einkommenaus
Kapazitätsprämie
Zahlung einer fixen
Kapazitätsprämie*
Meldung von Kapazität &
stündlicher Einspeisung
Ggf.Erlös-
Abschöpfung
Festlegung der (technologiespezifischen)
Kapazitätsprämien sowie des Verfahrens zur
Ermittlung der (systemdienlichen) Bezugskapazität
Publikation der (konservativen) Erlösannahme für
die festgelegten Kapazitätsprämien sowie Festlegung
der Ausübungspreise für den Abschöpfungsmechanismus
Konditionierte Verpflich-
tung zum Barausgleich**
Strommengen- (Energy-only-)
und Regelenergie-Märkte

17. 1. Alle (neuen) Anlagen werden mit dem Preissignal des
Strommengenmarktes konfrontiert
• strombörsenabhängiger variabler Vergütungsbestandteil
• Direktvermarktung .
2. Alle (neuen) Anlagen erhalten eine ex ante fixierte Prämie für die
Erzeugungskapazität
• auf Basis konservativer EOM-Erlöse (zunächst) administrativ festgelegt
• mit anreizkompatibler Bezugsgröße für systemdienliche Kapazität .
3. Für den Fall (unerwartet) hoher Erlöse im Strommengenmarkt wird ein
Abschöpfungsmechanismus eingeführt
4. Sonderziele (Offshore-Windkraft, Erzeugungsanlagen in
Netzengpassregionen) werden über Sonderfinanzierungen verfolgt
5. Die Privilegierungstatbestände bei Letztverbrauch und Eigen-erzeugung
bei der EEG-Umlage werden sachgerecht neu geordnet
• Reduktion der Privilegierungen auf den gerechtfertigten Kern
• Einbeziehung jeglicher Eigenerzeugung
Die Reform des EEG
Zentrale Elemente

18. • Ausgangspunkte
 Nächste Entwicklungsetappe für den Ausbau erneuerbarer Energien
erfordert andere Steuerungs- und Anreizmechanismen
 Perspektivwechsel vom Fördermechanismus zum (integrierten)
Marktdesign ist notwendig
 schrittweise Reform ist notwendig, Strukturreform ist (zeitlich) prioritär
 Längerfristiger Übergang zu Ausschreibungen und mehr
Technologieneutralität ist möglich (und kann zunächst offen bleiben)
• Kernpunkte
 alle Anlagen werden mit Börsenpreissignal konfrontiert
 ein zusätzlicher Erlösstrom für systemdienliche Kapazität wird erzeugt
 Preissetzung erfolgt zunächst auf administrativer Basis, festgelegt auf
Basis einer konservativen Erlösprognose (die veröffentlicht wird)
 es wird ein Abschöpfungsmechanismus für den Fall unerwartet hoher
Erlöse im Strommengenmarkt eingeführt
 (Temporäre) Sonderfinanzierung für Sonderziele wie z.B. Offshore-Wind
 Privilegierungssystem wird umfassend reformiert
Die wertoptimierte EEG-Reform
Zusammenfassung

19. • Öko-Institut, LBD Beratungsgesellschaft, Raue LLP
Fokussierte Kapazitätsmärkte. Ein neues Marktdesign für den Übergang
zu einem neuen Energiesystem.
Studie im Auftrag der Umweltstiftung WWF Deutschland
Berlin, 8. Oktober 2012
www.oeko.de/oekodoc/1586/2012-442-de.pdf
• Growitsch, Christian, Matthes, Felix Chr., Ziesing, Hans-Joachim
Clearing-Studie Kapazitätsmärkte.
Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie
Berlin/Köln, Mai 2013
www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/C-D/studie-clearing-studie-
kapazitaetsmaerkte,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf
• Öko-Institut
Erneuerbare Energien Gesetz 3.0. Spezifikation einer Reform des Erneuerbare Energien
Gesetzes auf Basis eines Prämienmodells
(im Erscheinen)
• Matthes, Felix Chr.
Ein neues Strommarktdesign für die Energiewende.
Stellungnahme zur Anhörung des Unterausschusses „Begleitung der Energiewende in
Rheinland-Pfalz“ des Landtags Rheinland-Pfalz am 20. November 2013
Berlin, 17. November 2013
http://www.oeko.de/oekodoc/1842/2013-511-de.pdf
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20. Besten Dank
für Ihre Aufmerksamkeit
Dr. Felix Chr. Matthes / Hauke Hermann
Energy & Climate Division
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