Vortrag von Hauke Hermann bei der Jahrestagung 2012 des Öko-Instituts, 13. September 2012 in Berlin.

1. Was muss das zukünftige
Marktdesign liefern?
Jahrestagung 2012
Energiewende – Gut vernetzt? Wie die Transformation des
Energiesystems gelingen kann
Hauke Hermann
Berlin, 13. September 2012

2. Ziele
Wesentliche Ziele:
• Dekarbonisierung des Kraftwerksparks
• Versorgungssicherheit
• Begrenzung der Kosten für die Verbraucher
(statt fiktiver Effizienz)

3. Themen (1)
• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes
 Strombörse mit europäischem Market-coupling
 Herausforderungen
 Lösungsansätze
• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung
Versorgungssicherheit
 Herausforderung
 Fokussierter Kapazitätsmarkt
• Erneuerbare Energien
 Erste Ideen

4. Themen (1)
• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes
 Strombörse mit europäischem market-coupling
 Herausforderungen:
• Das Nord-Süd Problem
• Verknüpfung mit Regelenergiemarkt beachten
kürze Ausschreibungsfristen
Netzregelverbund ausweiten

5. Europäische Einbettung:
Strompreise Winter 2008/09 im Tagesverlauf
100
Frankreich
90
Deutschland
80
Norwegen
70
60
Euro / MWh
50
40
30
20
10
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

6. Europäische Einbettung:
Strompreise Winter 2011/12 im Tagesverlauf
80
100
Frankreich
Frankreich
90
70
Deutschland
Deutschland
80
60 Norwegen
Norwegen
70
50
60
MWh
Euro / MWh
40
50
40
30
30
20
20
10
10
0
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

7. Importe & Exporte im Winter 2012
7,0 320
Niederlande
6,0 300
5,0 280 Schweiz
4,0 260
Tschechien
3,0 240
2,0 220 Dänemark
1,0 200
Österreich
GW
0,0 180
-1,0 160 Schweden
-2,0 140
Polen
-3,0 120
-4,0 100 Frankreich
-5,0 80
Saldo Süd
-6,0 60
€/MWh
-7,0 40 Saldo Nord
-8,0 20
Day Ahead
-9,0 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
EEX, ENTSOE, eigene Berechnungen

8. Importe & Exporte 08.02.2012
(höchster Strompreis Winter 2012)
7,0 1.000
950 Tschechien
6,0
900
5,0 Schweden
850
4,0 800
Niederlande
3,0 750
2,0 700
Österreich
650
1,0
600 Dänemark
GW
0,0 550
-1,0 500 Schweiz
-2,0 450
400 Polen
-3,0
350
-4,0 300 Frankreich
-5,0 250
200 Saldo Süd
-6,0
€/MWh
150
-7,0 Saldo Nord
100
-8,0 50
Day Ahead
-9,0 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
EEX, ENTSOE, eigene Berechnungen

9. Kurzfristige Optimierung
Die Strombörse
• Optimierter Einsatz von EE, konventionellen Kraftwerken,
flexibler Last, Importen, Exporten, Tagesspeichern und
Langfristspeichern
 Bisher ist die Strombörse auf dem räumlichen Auge blind!
 Regionale Preissignale für optimierten Dispatch von Erzeugung
und Außenhandel?
 Mehr Erzeugung in & weniger Exporte aus Süddeutschland,
 Netznutzungsentgelte für Erzeuger differenzieren?
 Weniger Erzeugung in Norddeutschland
 Day-Ahead Kapazitäten der Grenzkuppelstellen im Süden
reduzieren?
 Vermeidung Nord-Süd-Engpässe
• Memo: Fraglich, ob das Ausland zur Kapazitätssicherung in
Süddeutschland beitragen wird?

10. Themen (2)
• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes
 Strombörse mit europäischem Market-coupling
 Herausforderungen
 Lösungsansätze
• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung
Versorgungssicherheit
 Herausforderung
 Fokussierter Kapazitätsmarkt
• Erneuerbare Energien
 Erste Ideen

11. Kapazitätssicherung in Deutschland
Eine mehrdimensionale Herausforderung
• Die sich in einem bestimmten historischen Kontext (in
Kontinentaleuropa) herausgebildeten Energy only-Märkte
können fundamental nicht zu längerfristig nachhaltigen
Preisniveaus führen
• Für einen Teil des für Versorgungssicherheit notwendigen
Kapazitätsbestandes gibt es im Energy only-Markt keine
marktendogene Nachfrage – und damit auch kein Angebot
• Die Kosten für konventionelle Kraftwerke sind in den letzten
Jahren – aus unterschiedlichen Gründen – massiv gestiegen
• Die energie- und klimapolitisch motivierte (notwendige)
Flankierung erneuerbarer Energien verschärft diese Situation
• Das Emissionshandelssystem der Europäischen Union führt –
bei niedrigen CO2-Preisniveaus – nicht zu den erwarteten
zusätzlichen Deckungsbeiträgen

12. Exkurs Investitionskosten
Standard-Projektionen
2.500
BMWi Energieprojektionen
Braunkohle-Kraftwerk
2.000 BMWi Energieprojektionen
Steinkohle-Kraftwerk
EIA AEO
Kohle-Kraftwerk
1.500
€(2010)/kW
BMWi Energieprojektionen
Erdgas GuD-Kraftwerk
1.000
EIA AEO
Erdgas GuD-Kraftwerk
BMWi Energieprojektionen
500
Erdgas Gasturbine
EIA AEO
Erdgas Gasturbine
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010

13. Kapazitätssicherung in Deutschland
Die längerfristige Perspektive
• These: Energy only-Märkte werden die notwendigen
Einkommensströme nicht erzeugen können
 Sehr hohe Volatilitäten/Spreads wären notwendig!
 Glauben Investoren an die Nachhaltigkeit dieser Signale?
 Sind die Verteilungseffekte (politisch) beherrschbar?
• Konsequenz: Ohne Einkommensströme für die Bereitstellung
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 andere
Lösungsansätze als Kapazitätsmechanismen vorstellbar, nur
Kapazitätsmechanismen erlauben jedoch integrierte Ansätze

14. Ziele
• Ziele für einen neuen Ansatz, der gravierende Nachteile vermeidet
 primäre Ziele
• Flankierung bestehender Kapazitäten (10…15 GW) bis 2020
• Flankierung neuer Kapazitäten (~5 GW bis 2020, ~20 GW bis 2030)
• spezifische Adressierung der Nachfrageseite
 sekundäre Ziele
• Begrenzung der Kosten für die Verbraucher (statt fiktiver Effizienz)
• Beitrag zum effizienten Umbau des Stromsystems
• Lernfähigkeit, auch mit Blick auf die langfristige REG-Integration
• Fehlertoleranz, Anpassungs- und Entwicklungsfähigkeit

15. Ein neuer Vorschlag
Der fokussierte Kapazitätsmarkt (1)
• Wettbewerbliches Kapazitätsmarktmodell für zwei Teilmärkte
(separate zentrale Auktionen)
 Teilmarkt für stilllegungsgefährdete konventionelle Kraftwerke
• pragmatische Abgrenzung ist robust möglich
• technische Qualifikationsanforderungen ggf. in späterer Phase
• keine Teilnahmebeschränkung bzgl. des Energy only-Marktes
• Zulassung von Geboten des Nachfragemanagements
• erste Kapazitätszahlungen in 2015/2016 möglich
 Teilmarkt für konventionelle Neubaukraftwerke
• längerfristige Kapazitätszahlungen als für das Bestandssegment
• keine Teilnahmebeschränkung bzgl. des Energy only-Marktes
• technische Qualifikationsanforderungen
• lokale Fokussierung (ggf. als Teil des Portfolios) möglich
• erste Kapazitätszahlungen (nach Produktionsaufnahme) in
2019/2020 möglich
• Weitere Spezifikationen im Oktober

16. Ein neuer Vorschlag
Der fokussierte Kapazitätsmarkt (2)
• Bewertungsaspekte für das Modell des fokussierten
Kapazitätsmarktes
 effektiv, da die kritischen Bereiche umfassend und mit klaren Produkten
adressiert werden
 vergleichsweise einfach einzuführen
 wahrscheinlich (etwas) weniger effizient als der umfassende
Kapazitätsmarkt
 Netto-Kostenbelastung für die Stromverbraucher mit sehr hoher
Wahrscheinlichkeit unter denen aller anderer Modelle
 Fehlertoleranz, Anpassungsfähigkeit und Weiterentwicklungsfähigkeit
über die Zeit umfassend gegeben

17. Themen (3)
• Kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes
 Strombörse mit europäischem Market-coupling
 Herausforderungen
 Lösungsansätze
• Langfristige Flankierung von Investitionen und Sicherstellung
Versorgungssicherheit
 Herausforderung
 Fokussierter Kapazitätsmarkt
• Erneuerbare Energien
 Erste Ideen

18. … und die erneuerbaren Energien?
Ansatzpunkte für die Diskussion
• Das bisherige Fördersystem für erneuerbare Energien ist nur
begrenzt für den Ausbaupfad jenseits der Nische geeignet
• In den Strommarkt nach heutigem Design (Energy only-Markt)
sind die meisten erneuerbaren Energien (Wind, Sonne etc.)
letztlich nicht integrierbar
• Die Weiterentwicklung der Förderung erneuerbarer Energien
muss sich – ggf. in mehreren Etappen – in Richtung strukturell
ähnlicher Zahlungsströme (Kapazität und Arbeit) entwickeln,
wie sie für den konventionellen Markt unabdingbar werden,
wenn Marktkonvergenz und –integration angestrebt werden
• Es geht um Preissignale für a) Investition und Betrieb und
b) für beides mit Blick auf Kapazität und elektrische Arbeit
• Bei alledem ist aber zu berücksichtigen: Auch Technologie-
differenzierung bzw. –clusterung hat einen hohen Wert
(Infrastruktur, Speicherbedarf etc.)!

19. Besten Dank!
Hauke Hermann
Öko-Institut
Energy & Climate Division
Berlin Branch
Schicklerstrasse 5-7
D-10179 Berlin, Germany
h.hermann@oeko.de
www.oeko.de