Nicolosi - Ruhr-Universität Bochum

Report
Die Debatte zum „Ob“ und „Wie“ eines neuen
Strommarktdesgins
Dr. Marco Nicolosi
Bochum, 13. März 2014
XVIII. Jahrestagung des Instituts für Berg- und Energierecht
Agenda
• Motivation und Grundlagen
• Ökonomische Hintergründe der Diskussion
• Wirkungsweise einer Marktanpassung
• Ausgestaltungsoptionen von Kapazitätsmechanismen
• Fazit
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Motivation der aktuellen Diskussion
Versorgungssicherheit
(präferenzbasiertes
Zusammenführen von Angebot
und Nachfrage)
Verschiedene Ansätze denkbar
(werden später diskutiert)
Niedrige
Großhandelspreise
Marktergebnis und kein Anlass für
politische Maßnahmen
Sonstige finanzielle
Gründe, z.B. aufgrund von
politischen Maßnahmen (EEG,
KWKG, CO2, etc.)
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Ursächliche Korrektur sinnvoller als
„Nachregulierung“ wettbewerblich
organisierter Bereiche und/oder mögliche
Kompensationszahlungen
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Hintergründe zum Marktdesign
Ein Marktdesign schafft einheitliche und
transparente Rahmenbedingungen, die ein
effizientes Zusammenführen von Angebot und
Nachfrage ermöglichen
Es dient nicht zur Umsetzung
politischer Ziele
Das wäre ein „Policy Design“
Wozu führt ein Marktdesign, das politische Ziele und somit Verteilungsaspekte adressiert?
Es ist eine Frage der
Zeit bis sich die Marktoder die politische
Situation verändert und
eine andere Verteilung
„erwünscht“ wird
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Somit wäre das Marktdesign nicht
nachhaltig
Da Marktteilnehmer eine
„Nachregulierung“ antizipieren,
steigt das politische Risiko bei
Investitionsentscheidungen
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Als Folge wäre die
Grundmotivation des
Marktdesigns nicht erfüllt
Ein effizientes
Zusammenführen von Angebot
und Nachfrage
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Bewertungskriterien für Marktdesigns
• Effektivität
• Effizienz
• Ordnungsrahmen
• EU-Kompatibilität
• Integrationsfähigkeit erneuerbarer Energien
• Reversibilität
Kein effizientes Marktdesign kann die Ertragssituation fundamental unwirtschaftlicher Kraftwerke
verbessern
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Treiber der aktuellen Marktsituation
Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien
Politische Maßnahme
Ausgestaltung des CO2-Handels
Politische Maßnahme
Weiterentwicklung des Binnenmarktes
(effizientere Nutzung knapper Ressourcen)
Effizienzsteigerung der Märkte
Wirtschaftliche Situation in Teilen Europas
Konjunkturelle Entwicklungen
Verhältnis der Brennstoffpreise
Globale und regionale Marktergebnisse
Auf welche Treiber sollte mit regulatorischen Anpassung reagiert werden und welche Treiber
erfordern Reaktionen des Marktes?
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Wirkung fundamentaler Marktanpassungen
Preissetzung bei unangepasstem Kraftwerkspark
Grundlast
Nachfrage
Grundlast
Mittellast
Mittellast
Preis (EUR/MWh)
Angebot
Vollkosten (in EUR)
Das aktuelle Preisniveau signalisiert ein
Überangebot an Grund- und
Mittellastkraftwerken
Angebot/Nachfrage (GW)
Preissetzung bei angepasstem Kraftwerkspark
in identischer Nachfragesituation
Einsatzdauer (in h)
Grundlast
Mittellast
Grundlast
Spitzenlast
Grundlast
Nachfrage
Angebot
Preis (EUR/MWh)
Spitzenlast
Spitzenlast
Mittellast
Mittellast
Spitzenlast
Grundlast
Spitzenlast
Mittellast
Spitzenlast
Angebot/Nachfrage (GW)
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mit EE
mit EE
ohne EE
ohne EE
mit EE
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ohne EE
Lastdauerline
Lastdauerline
Lastdauerline
Residuale
Lastdauerlinie
Residuale
Lastdauerlinie
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Entwicklung des Strommarktes
Zu Beginn der Liberalisierung war das
Preisniveau aufgrund von
Überkapazitäten deutlich niedriger
Der EE-Anteil steigt kontinuierlich
Der Nettoexport erreicht ebenfalls
Rekordwerte
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Flexibilisierung des Strommarktes
Flexibilisierung
der Nachfrage
Angebot
Anpassung des
Kraftwerksparks
Ausweitung der
Direktvermarktung
im EEG
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Verbesserung der
Sektorkopplung
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Das Ziel der Flexibilisierung ist es in
relevanten Bereichen eine stärkere
Mengenreaktion auf die Veränderung
des Preises zu ermöglichen
Ein hinreichend flexibles System
gewährleistet somit stets einen
Schnittpunkt von Angebot und
Nachfrage und folglich auch
Versorgungssicherheit
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Übersicht der Marktdesignoptionen
Optimierung des Energy-Only-Marktes
Flexibilisiert das System und stärkt Verantwortung durch Anreizkompatibilität
Strategische Reserve
Sichert den Anpassungsprozess ab
Dezentraler umfassender Kapazitätsmarkt
Endkunden und Vertriebe legen präferenz- basiert das
Sicherheitsniveaus fest
Regulierung legt wesentliche Stell-schrauben fest und
übernimmt somit wichtige Allokationsaufgaben
Dezentraler umfassender Kapazitätsmarkt mit
zentralen Elementen
Zentraler umfassender Kapazitätsmarkt
Regulierung gibt Kapazitätsmenge und
„Präqualifikationskriterien“ vor
Zentraler selektiver Kapazitätsmarkt
Regulierung gibt zusätzlich die Technologieauswahl
vor
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Administrativer Eingriff in
die Mengensteuerung
Eingriffstiefe der Optionen
EOM
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Dezentraler
KM mit
zentralen
Mengenvorgaben
Dezentraler
KM mit zentralen
Mengenvorgaben
und
Präqualifikationskriterien
Zentraler
umfassender
KM
Zentraler
selektiver
KM
Dezentraler
KM ohne
Vorgaben
Administrativer Eingriff in die Steuerung
der Leistungszusammensetzung
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Risiken tiefer Markteingriffe
• Verteilungsdiskussion vergleichbar mit aktueller EEG-Diskussion
Netzausbau vs. Kraftwerksausbau
Diskussion um Kraftwerksstandorte
Produzenten vs. Konsumenten
Produzenten vs. Produzenten (erneuerbar vs. konventionell vs. spezifische Brennstoffe
vs. spezifische technische Eigenschaften)
• Konsumenten vs. Konsumenten (vgl. BesAusglR)
•
•
•
•
• Die Wahrscheinlichkeit ineffizienter Ausgestaltung ist hoch, wodurch
regelmäßige „Nachregulierungen” wahrscheinlich sind
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Fazit
• Die ökonomische Bewertung der Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen sollte
anhand fundamentaler Bedürfnisse erfolgen und nicht anhand von temporären
Verteilungswünschen
• Korrekturen der aktuellen regulatorischen Verwerfungen sind erforderlich (z.B. EEG)
• Fundamentale Marktanpassung sind in jedem Fall notwendig und können ein
nachhaltiges Preisniveau ermöglichen
• Ein ausreichend flexibles System ermöglicht stets Markträumung
• Besteht darüber hinaus ein Bedarf für Kapazitätsmechanismen, sollten bei der
Ausgestaltung nicht Verteilungswünsche im Vordergrund stehen, sondern die
Effektivität, die Effizienz und der Ordnungsrahmen
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Tel. +49 30 8093312 30
[email protected]
www.connect-ee.com

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