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
2
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
5
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
6
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
7
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
12
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
13
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
14
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
15
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
17
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
19
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
24
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
Agora Energiewende Rosenstraße 2 10178 Berlin
T +49 (0)30 284 49 01-00 F +49 (0)30 284 49 01-29 @
[email protected]
Thank you for your attention! Questions or Comments? Feel free to contact me:
[email protected]
Agora Energiewende is a joint initiative of the Mercator Foundation and the European Climate Foundation.
Please subscribe to our newsletter via www.agora-energiewende.de www.twitter.com/AgoraEW
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
31