Strommarktdesign EU und die Schweiz

Strommarktdesign EU und die Schweiz Eine Einordnung Christian Redl PARLAMENTARISCHE GRUPPE ERNEUERBARE ENERGIEN BERN, 15. MÄRZ 2017 Agora Energiewe...
Author: Otto Eberhardt
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Strommarktdesign EU und die Schweiz Eine Einordnung

Christian Redl PARLAMENTARISCHE GRUPPE ERNEUERBARE ENERGIEN BERN, 15. MÄRZ 2017

Agora Energiewende – Wer wir sind Think-tank mit 20 energiepolitischen Experten Unabhängig und überparteilich

Projektdauer 2012-2021 Finanziert durch die Stiftung Mercator und die European Climate Foundation

Aufgabe: Die Energiewende in Deutschland und darüber hinaus zur Erfolgsgeschichte machen

Wissenschaftliche Analysen Dialog Energiepolitische Vorschläge

Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Was muss bis 2030 im EU-Stromsystem passieren?

Was bedeuten die EU-2030 Ziele im Energie- und Klimabereich für den Stromsektor? (1) Ein Anteil von 50% Erneuerbaren im Strommix der EU RES-E Anteile in Europa in 2030

RES-E essentiell für EU-2030 Strategie: →  EU-2030 Klimaziel von -40% THG unter 1990 bringt Stromsektor ins Zentrum: Stromsektoremissionen müssen bis 2030 um 65% im Vgl. zu 1990 sinken* →  EU-2030 RES-Ziel von 27% wird großteils vom Stromsektor zu erfüllen sein, da Biofuels und Erneuerbare Wärmepotenziale limitiert sind

EU-2030 Klima- und Energieziele bedeuten →  50% RES im Strommix →  30% Wind und PV im Strommix (* EU Commission (2011): Impact Assessment on EU 2050 Energy Roadmap, „Diversified supply technologies scenario“)

Fraunhofer IWES (2015): Annahmen basieren auf nationalen Energiestrategien und ENTSO-E Szenarien im Einklang mit den EU-2030 Zielen Christian Redl | Bern, 15. März 2017

4

Was bedeuten die EU-2030 Ziele im Energie- und Klimaberiech für den Stromsektor? (2) Ein Rückgang der Kohleverstromung von 68% Historische und projizierte Nutzung von Kohle im EU-Stromsystem

Rückgang der Kohlenutzung ist essentiell:

400000

→  Stromsektoremissionen müssen um 65% bis 2030 sinken (im Vgl. zu 1990)

350000

→  2015 kamen ~ 3/4 der Sektor-CO2-Emissionen aus Stein- und Braunkohlekraftwerken, obwohl diese nur 1/4 zur EU-weiten Stromerzeugung beitrugen

300000 MTOE

250000 200000 150000

EU-2030 Klima- und Energieziele bedeuten

100000

→  Minus 68% Kohleerzeugung im Strommix*

50000 0 2010

→  Abschalten von ca. 50% der Kohlekraftwerke 2015

Gas

2020 Coal

2025

2030

(* EU Commission (2011): Impact Assessment on EU 2050 Energy Roadmap, „Diversified supply technologies scenario“)

EU Commission (2011): Impact Assessment on the 2050 Energy Roadmap Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Was bedeuten die EU-2030 Ziele im Energie- und Klimaberiech für den Stromsektor? (3) Übergang zu einem flexibleren Stromerzeugungsmix Auswirkungen des Erzeugungsmixes auf die Ausnutzung von Kraftwerken in einem Stromsystem mit einem Erneuerbarenanteil von 45%

Mit dem Ausbau von vRES (Wind & PV) sollte der Anteil an flexiblen Ressourcen zunehmen und der Anteil an unflexiblen Ressourcen abnehmen Bleibt der Mix allerdings “beim Alten”, haben alle Kraftwerke eine niedrigere Auslastung: →  67% mehr Investitionen nötig wenn keine Transformation des Mixes hin zu einem flexiblen stattfindet →  Bei transformierten flexiblen Mix sind alle Marktteilnehmer besser gestellt →  Versorgungssicherheit zu geringeren Kosten im “transformierten Mix”

RAP (2014) basierend auf IEA (2014) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Flexibilität wird das neue Paradigma des Stromsystems. Zur optimalen Nutzung und Anreizung von Flexibilität braucht es am Strommarkt unverzerrte Echtzeitpreise Stromerzeugung und Verbrauch in Deutschland, 9.-15. Mai 2016 (50% RES-E Anteil)

Wichtige Flexibilitätsoptionen Flexible koventionelle und BioenergieKraftwerke (inkl. Speicher- & PSP-KW) Infrastrukur – Netze (national und grenzüberschreitend) Demand Side Management

Neue Speicher (Batterien etc.) Sektorkopplung Strom / Wärme / Verkehr (P2H, e-Mobility, P2G, P2C) Agorameter Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Speicherwasser- und Pumpspeicherkraftwerke bleiben eine Konstante für die Flexibilitätsbereitstellung Stromerzeugung und Verbrauch in der Region des PLEF* in Kalenderwoche 23 (hoher Anteil von Wind & PV) in 2030

Fraunhofer IWES (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

* AT, BE, CH, DE, FR, LU, NL 8

Marktintegration minimiert Flexibilitätsanforderungen aufgrund von Ausgleichseffekten Wind-Onshore-Erzeugung, Mai 2030, für versch. Aggregationsniveaus

EU-weite Aggregation Gleichzeitiger Windoutput ist weniger volatil und hat weniger extrem hohe und niedrige Werte EU-weit ist die größte stündliche WindRampe -10% der installierten Kapazität

Zum Vergleich, größte Windrampe in Frankreich beträgt 21% der inst. Kapazität

EU-weite Windrampen > +-5% in nur 23 Stunden des Jahres Fraunhofer IWES (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

* 1 Pixel entspricht einer Fläche von 2.8 x 2.8 km 9

Wo stehen wir aktuell?

Stromgroßhandel startet Jahre vor Lieferung und endet min. 30 Min. vor Lieferung. Zentraler ÜNB Regelenergiemarkt gleich Abweichungen von Erwartung und Echtzeitbedingungen aus Handelssequenz am deutschen Großhandelsmarkt

Central coordination by TSOs

Forward markets

Day-ahead market

Intraday market

Balancing market

Energy markets for decentral transactions Years to weeks before delivery

Eigene Darstellung Christian Redl | Bern, 15. März 2017

“Gate closure” 12 AM: Day-ahead auction Trading of hourly/15 min. products 30 min. before delivery for each hour of next day till 30 min. before delivery

Real-time delivery for 15 min. intervals*

* Imbalance penalties incentivise market actors to obey physically to their market trades 11

Kraftwerkseinsatz an der Strombörse: Der Schnittpunkt aus der Merit-Order der Kraftwerke und der Stromnachfrage bestimmt den Börsestrompreis Illustrative Darstellung der Merit-Order am Strommarkt

Nachfrage

EUR/MWh

EUR/MWh

Nachfrage

Preis

MW

MW

Preis

MW

Eigene Darstellung Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Stromgroßhandel: Das europäische dezentrale Preiszonenmodell Preiszonenkonfiguration in CWE, NWE, SWE und CEE Europa

Dezentraler Handel zwischen Marktparteien (über Börse oder bilaterale Verträge); ÜNBs für Echtzeitausgleich (balancing) und Netzstabilität verantwortlich Gekennzeichnet durch größere (meist nationale) Preiszonen (1 Preis pro Zone); “Market coupling” optimiert Importe und Exporte zwischen Preiszonen Zonales Modell nimmt “Kupferplatte” innerhalb der Zonen an. Oft treten interne Netzengpässe auf: ÜNBs führen “Redispatch” durch, um zonalen Markt mit der Physik in Einklang zu bringen

EU „Winterpaket“ erhöht Druck, Preiszonen mit strukturellen Engpässen neu zuzuschneiden OFGEM (2014) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Marktintegrationsprozess hat Flickenteppich an Flexibilität fördernden und hinderlichen Elementen sowie Unterschiede im Marktdesign zwischen den Ländern noch nicht eliminiert

Product duration requirements in the reserve markets in 2015. Product duration requirements for DAM and IDM are typically 1 hour, with the exception of the Austrian DAM and the Austrian, German, and Swiss IDMs that facilitate trading of 15 minute products as well. Source: CE Delft and Microeconomix based on TSO information. Abbreviations: WD = weekday, WND = weekend, IL = interruptible load

→  Preisverzerrungen und erhöhte Kosten der Flexibilitätsbereitstellung als Folge der Maktdesignsunterschiede →  Marktdesignelemente benachteiligen i.d.R. Lastmanagement und Erneuerbare →  Es braucht kontinuierliche politische Anstrengungen um Marktdesingreformen regional zu koordinieren è Pentalaterales Energieforum

Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Der Erneuerbarenzubau wird nicht von einem Rückbau der Kohlekraftwerkskapazitäten begleitet. Dieser Rückbau wäre eine Voraussetzung für ein wirksames Marktdesign Installierte Erzeugungskapazitäten und Spitzenlast, EU

Michael Hogan, RAP (2016) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Fossile Überkapazitäten, niedrige Rohstoff- und CO2-Preise, wachsender RES-Anteil und eine stabile oder sinkende Nachfrage drücken die Stromgroßhandelspreise. Druck auf die Politik zur Einführung von Kapazitätszahlungen steigt Kapazitätsmechanismen in der EU, 2015

40 35 30 25

2017

EEX Christian Redl | Bern, 15. März 2017

Trading day 2018 2019

30.12.2016

16.12.2016

02.12.2016

18.11.2016

04.11.2016

21.10.2016

07.10.2016

23.09.2016

09.09.2016

26.08.2016

12.08.2016

29.07.2016

15.07.2016

01.07.2016

17.06.2016

03.06.2016

20.05.2016

06.05.2016

22.04.2016

08.04.2016

25.03.2016

11.03.2016

26.02.2016

12.02.2016

29.01.2016

15

15.01.2016

20

01.01.2016

Power exchange price (EUR/MWh)

Futures-Preise mit Lieferung 2017-2020 im Handelsjahr 2016

2020

Agora Energiewende (2016) basierend auf ACER/CEER (2015) 16

Überkapazitäten auf EU-Ebene „are here to stay“ Erzeugungskapazität in der EU vs. Spitzenlast (Kapazitätskredit für PV von 0 und 20% für Wind)

RAP (2016) based on ENTSO-e SOAF 2016. Reserve margins over peak-load are 2-3 times what is necessary to meet traditional reliability of supply standards. Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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EU-ETS gibt ohne fundamentale Reform bis 2030 kein Investitionssignal in Effizienz und RES & trägt nur spät zum Brennstoffwechsel Kohle/Gas bei Projektion von kumulierten Überschüssen im EU ETS

EU ETS ist strukturell überversorgt. Das Cap liegt seit Jahren über tatsächlich benötigter Zertifikatsmengen. Kumulierten Überschüsse werden weiter anwachsen Jüngste Beschlüsse im EU-Parlament und im Rat lösen strukturelles Überschussproblem des ETS auf absehbare Zeit (Ratsbeschlussbis ca. 2024) nicht Robuste nationale und EU-Instrumente zum Erreichen von EU-Zielen für Energieeffizienz und Erneuerbare Energien auch nach 2020 erforderlich

Agora Energiewende (2016) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

Tiefe Reform (CO2 Mindestpreis, Löschung neuer Überschüsse,…) nicht absehbar è Regionale Lösungen (Mindestpreis) zur Ergänzung, sonst bleibt dem ETS eine Nischenrolle 18

Abgaben und Umlagen noch nicht zukunftsfähig strukturiert Derzeitiges System der Abgaben und Umlagen auf Basis Fremdstrombezug ist nicht zukunftsfähig. Aus Stromsystemsicht müssen vor und hinter dem Stromzähler (fast) gleiche Anreize herrschen Umlagen und Abgaben verzerren den Börsenpreis als zentrales Dispatch-Signal (Fehlanreize bei Power-to-Heat, Lastmanagement, Speicher, etc.) Eigenverbrauchsanalagen erodieren einerseits die Finanzierungsbasis, andererseits müssen auch Verteilungsgerechtigkeit und soziale Aspekte berücksichtigt werden Abgaben- und Umlagensystem muss umgebaut werden, damit vor und hinter dem Stromzähler (fast) gleiche Anreize herrschen. Auch an den Sektorengrenzen müssen Verzerrungen und Ineffizienzen abgebaut werden. Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Wie muss sich das Marktdesign in EUund nationale „EnergiewendeRahmen“ einbetten?

Welches Marktdesign bringt uns kosteneffizient zu einem 2030Stromsystem mit 50% RES-E, -68% Kohle und einem flexiblen Erzeugungsmix? Market design based on simple textbook economics

„Power Market Pentagon“

Energy-only market, System adequacy through peak pricing

Emissions Trading (with CO2 price reflecting social cost of carbon, i.e. > 60 EUR/t)

Agora Energiewende (2016): The Power Market Pentagon Christian Redl | Bern, 15. März 2017

Agora Energiewende (2016) 21

Element 1: Weiterentwickelte Kurzfristmärkte: Unverzerrter Strom(-knappheits-)preis für effizienten Einsatz und Investitionen Stromerzeugung* und Verbrauch* in der PLEF/CWE-Region in einer Sommerwoche in 2030 (Kalenderwoche 32)

→  Effizienter Kraftwerkseinsatz im Kontext der “flexibility challenge” essentiell →  Effizienter Dispatch basiert auf Strompreisen, die den Echtzeitwert von Strom widerspiegeln →  Wichtige Marktdesignprinzipien: - 

Koppelung “schnellerer” Märkte“ (z.B. 15-Min. Produkte und 30 Min. gate closure)

- 

Level-playing field für die Nachfrage, neue Speicher und Erneuerbare (im Vgl. Zu zentraler Erzeugung)

- 

Regelenergie- und Reservemärkte dürfen Energiemärkte nicht verzerren

→  Unverzerrte Echtzeitpreise vom Regelenergiebis zum Day-ahead Markt -  Verstetigung von Knappheitspreisen reduziert Risiken & unterstützt effiziente Investitionen Fraunhofer IWES (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

*basierend auf 2011 Wetter- und Lastdaten 22

Element 2: EU Emissionshandel sollte einen stabilen Preis von ca. ~30 EUR/t CO2 liefern Comparison of the hard coal-to-gas CO₂ switching price* and the actual CO₂ price in the EU-ETS

EUR/t CO2

35

→  ETS nicht geeignet um alleinig Investitionen in Erneuerbare anzureizen

30

→  Dazu wäre ein ETS-Preis von ca. 60 EUR/t CO2 nötig

25

→  Rolle des ETS im Stromsektor:

20

→  Brennstoffwechsel im Bereich der Fossilen (Braunkohle è Steinkohle; Steinkohle è Gas) @ ~30 EUR/t CO2

15

→  Regionale Kooperation / Mindestpreis

10 5 0 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Switch price from old hard coal (35%) to new gas CCGT (58%) EU ETS CO2 price BAFA, DEHSt, EEA, Lazard, Federal Statistical Office Germany, UBA, own calculations. *Assuming an electrical efficiency of 35% for (old) hard coal plants and 58% for (new) gas-fired plants.

Christian Redl | Bern, 15. März 2017

23

Element 3: “Smart & managed retirement” – nationale Abschaltpläne um alte Kohlekapazitäten aus dem Markt zu nehmen Installierte Kapazitäten vs. Spitzenlast EU

→  Größte Herausforderung für ein funktionierendes Marktdesign sind historische Investitionen in fossile Baseload-Kapazitäten →  Marktdesign erreicht dadurch seine Grenzen der Wirksamkeit →  Stärkeres Verschränken von Dekarbonisierung und Flexibilisierung in der nationalen Energiepolitik; Regionale Kooperation →  EU-Budget sollte hier unterstützend wirken (speziell für CEE und SEE) →  Überarbeitung der Energie- und Umweltschutzbeihilferichtlinien

Michael Hogan, RAP (2016) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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Element 4: Vergütungsinstrument für RES-E Investitionen, um EU-Ziel zu geringsten Kosten zu erreichen Best case LCOE wind onshore, market revenue & wholesale price in a low fuel & low CO2 cost scenario in 2025

-  Marktwert-Effekt Wind & PV: Kaum Erzeugung in Zeiten hoher Marktpreise, Erlöse liegen in der Regel unter durchschnittlichen Börsepreis -  Schwacher Ausblick für ETS-Preise liefert Markterlöse unter den LCOE von Wind & PV -  Nationale Vergütungsinstrumente essentiell -  EU-Mechanismus zum “de-risking” von RESInvestitionen in CEE/SEE EU -  Priority access & dispatch unter der Randbedingung flexibilisierter Systeme zu betrachten -  Ausschreibungen werden zeigen, wann & wo Marktbedingung auskömmlich sind

Öko-Institut (2014), IRENA (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

-  Unterschiedliche Lernkurven und Marktwerteffekte sprechen für technologiespezifische Ausschreibungen / FiPs 25

Element 5: Versorgungssicherheitspolitiken müssen im Einklang mit Dekarbonisierungs- und Flexibilisierungsanforderungen stehen Kapazitätsmechanismen in der EU 2015

→  Versorgungssicherheit ist nicht nur “wie viele” sondern auch “welche Art” Kapazitäten -  Strategische Reserven arbeiten vollständig außerhalb der (Regel-)Energiemärkte -  Energiebasierte Zahlungen durch Stabilisierung von Knappheitspreisen (Modell Texas) -  Capability remuneration mechanisms Vermögen anstatt von Kapazität muss im Fokus stehen, um Versorgungssicherheit kosteneffizient adressieren zu können →  Regionale Versorgungssicherheitsberichte als Voraussetzung für nationale Kapazitätsmechanismen

Agora Energiewende (2016) basierend auf ACER/CEER (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

→  Emissions- und Flexibilitätsstandards als weitere Voraussetzungen

26

Fazit: Marktdesign und Energiewende in der EU „Power Market Pentagon“ Strommarkt für zentrale Erzeugung/Nachfrage und Dezentralität „vereinen“:

a) Koordination durch unverzerrte Börsenpreise b) Stabile Finanzierung öffentlicher Aufgaben c) Ordnungsrahmen für Dezentralität

Paralleles Vergütungsinstrument für Investitionen in Erneuerbare EU-Emissionshandel mit stabilem Mindestpreis Kohlekonsens und Reduktion der inflexiblen Baseloadkraftwerke Voraussetzung für funktionierende Märkte Christian Redl | Bern, 15. März 2017

27

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T +49 (0)30 284 49 01-00 F +49 (0)30 284 49 01-29 @ [email protected]

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Element 4: Providing stable revenues for new RES-E investments to achieve EU target at least cost Best case LCOE wind onshore, market revenue & wholesale price in a low fuel & low CO2 cost scenario in 2025

Worst case LCOE wind onshore, market revenue & wholesale price in a high fuel & high CO2 cost scenario in 2025

Öko-Institut (2014), IRENA (2015)

Öko-Institut (2014), IRENA (2015)

Christian Redl | Bern, 15. März 2017

Flexible hydro (pumped) storage a “constant” for flexibility provision Electricity generation and consumption in Central-Western Europe* in calendar week 3 (low share of wind & PV) in 2030

Fraunhofer IWES (2015) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

* Germany, France, Benelux, Austria, Switzerland

EU-ETS gibt ohne fundamentale Reform bis 2030 kein Investitionssignal in Effizienz und RES & trägt nur spät zum Brennstoffwechsel Kohle/Gas bei Projektion von kumulierten Überschüssen im EU ETS in den Parlaments- und Ratsvorschlägen Umweltrat vom Februar 2017:

Jüngster Kompromiss bedeutet bis 2030 weiterhin Überschüsse, allerdings würden diese ab 2024 signifikant reduziert

Robuste nationale und EU-Instrumente zum Erreichen von EU-Zielen für Energieeffizienz und Erneuerbare Energien auch nach 2020 erforderlich

Offener Ausgang der Trialogverhandlungen (bis ca. Herbst 2017) zwischen EU-KOM, Mitgliedsstaaten und EU-Parlament Sandbag (2017) Christian Redl | Bern, 15. März 2017

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