Market Integrity & Transparency: Implementing REMIT in Energy Trading Europas verzweifelte Suche nach Rezepten gegen den Blackout Teil I: Entwicklungen in Europa Michael Beer, BKW Energie AG Seite 1 Nuklearforum, 2. Forums-Treff 2015 22. April 2015, Zürich Preis [€/MWh] Strommarkt Deutschlands mittwochs um 17 Uhr 100 80 22. April 2015 17–18 Uhr 39.20 €/MWh 60 40 20 0 01.09.2010 01.09.2011 01.09.2012 01.09.2013 01.09.2014 Spotmarktpreis Deutschland Gleitender 4-Wochen-Durchschnitt Strompreis (Day-ahead), mittwochs von 17–18 Uhr Seite 2 Fallende Strompreise dominieren die Märkte Europas Merit-order-Modell Deutschland 2010 Grenzkosten [EUR/MWh] Last 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 Marktpreis 40 30 20 10 0 0 Wasser 5 10 Wind/Solar 15 20 25 Biomasse 30 35 40 Kernenergie 45 50 55 Braunkohle 60 65 Steinkohle 70 75 Gas 80 Öl 85 90 Menge [GW] Seite 3 Der Marktpreis bestimmt sich durch die Grenzkosten des letzten noch zur Lastdeckung eingesetzten Kraftwerks – Überschuss deckt Fixkosten Preissenkende Effekte 1 2 Grenzkosten [EUR/MWh] Gesamtlast − (Sonne + Wind) Senkung der Residuallast durch 160 Erneuerbare (Merit-order-Effekt) Last 150 1 140 130 Senkung der Grenzkosten für fossile 120 Kraftwerke durch CO2-Preiszerfall 110 100 90 80 70 60 50 Marktpreis 40 2 30 20 10 Wasser 0 5 10 Wind/Solar 15 20 Biomasse 25 30 35 Kernenergie 40 45 50 Braunkohle 55 60 65 Steinkohle 70 Gas 75 80 Öl 85 90 Menge [GW] Zwei Effekte drücken den Strompreis – der subventionierte Ausbau von Erneuerbaren und der sinkende CO2-Preis Seite 4 0 100 100 80 80 1 60 Last [GW] Preis [EUR/MWh bzw. EUR/t] Vergleich Strompreis, CO2-Preis und Residuallast in Deutschland 60 40 40 2 20 20 0 01.09.2010 0 01.09.2011 Gesamtlast Deutschland 01.09.2012 01.09.2013 Residuallast Deutschland 01.09.2014 Spotmarktpreis Deutschland CO2-Preis Gleitender 4-Wochen-Durchschnitt von Strompreis (Day-ahead) und Last bzw. Residuallast mittwochs von 17–18 Uhr sowie Zertifikatspreise (EUA Future Dec15) Seite 5 Beide Effekte lassen sich in der Preisentwicklung deutlich erkennen Folgen für konventionelle Kraftwerke 1 Nicht subventionierte konventionelle Kraftwerke laufen seltener und/oder können kleinere Deckungsbeiträge erwirtschaften 2 CO2-freie bzw. CO2-arme Kraftwerkstechnologien verlieren gegenüber CO2-reichen Technologien an Wettbewerbsfähigkeit Bildquelle: IHS CERA Seite 6 Es leidet insbesondere die Wirtschaftlichkeit von Kern- und Wasserkraft Entwicklung der Residuallast in Deutschland 87 86 56 85 53 83 80 51 Bleibender Bedarf an BackupKraftwerken für wind- und sonnenarme Stunden + sinkende Investitionsanreize für konventionelle Kraftwerke -4% 50 -11% = Missing-Money-Problem 2011 2012 2013 Maximale Residuallast 2014 Lösungsvorschlag: Vergütung der Kraftwerke allein schon für Verfügbarkeit 2015 Durchschnittliche Residuallast Seite 7 Der Bedarf an Backup-Kraftwerken für die «dunkle Flaute» bleibt vorhanden, aber ihre Wirtschaftlichkeit sinkt Kapazitätsmechanismen als Antwort auf Versorgungsengpässe Generation Adequacy (2015–16) Kapazitätsmärkte in Europa (2018) Deutschland Diskussion läuft Frankreich Kapazitätsmarkt ab 2017 Pentalateral Energy Forum Support Group 2 Generation Adequacy Assessment (März 2015) Italien Kapazitätsmarkt ab 2017 Kapazitätsmarkt Kapazitätszahlung Strategische Reserve Kein Kapazitätsmechanismus Seite 8 Länder mit absehbaren Versorgungsengpässen führen in den nächsten Jahren Kapazitätsmechanismen ein Dezentraler Kapazitätsmarkt in Frankreich Seite 9 Frankreich führt per 2017 einen dezentralen Kapazitätsmarkt ein Quelle: EPEX SPOT Diskussion in Deutschland Kosten FKM ZKM DKM EOM R EOM 2.0 Reserve fokussierter zentraler dezentraler Kapazitätsmarkt Zunehmende Risiken für Effizienz und Markt Energy-only-Markt Deutschland zögert noch zwischen der Stärkung des Energy-only-Marktes und der Einführung eines Kapazitätsmechanismus Quelle: Frontier/FORMAET/Consentec Leistungsfähigkeit EOM und Folgenabschätzung Kapazitätsmechanismen (Juli 2014) Seite 10 Eingriffs-/Regulierungstiefe Aus dem Flickwerk an nationalen Kapazitätsmechanismen könnte sich in den kommenden Jahren ein europaweit integrierter Ansatz entwickeln Quelle: EURELECTRIC A Reference Model for European Capacity Markets (März 2015) Seite 11 Entwicklungen in der EU Zwischenfazit  Die Wirtschaftlichkeit nicht subventionierter Kraftwerke sinkt mit dem sinkenden Strompreis.  Verschiedene Länder Europas befürchten in den kommenden Jahren Versorgungsengpässe.  Kapazitätsmechanismen sollen eine ausreichende Leistungsverfügbarkeit sicherstellen.  Zurzeit herrscht in Europa ein Flickenteppich an Kapazitätsmechanismen rein nationaler Prägung. Was heisst das für die Schweiz? Seite 12  Die kommenden Jahre könnten eine Durchlässigkeit und Harmonisierung bringen. Dr. Michael Beer BKW Energie AG Viktoriaplatz 2 CH-3000 Bern 25 Tel. +41 58 477 55 12 [email protected] www.bkw.ch Seite 13 Kontakt