Gleitende oder fixe Marktprämie – ein Standpunkt

Gleitende oder fixe Marktprämie – ein Standpunkt
Erstellt im Auftrag des BDEW
Christoph Maurer
SEITE 0 | 13.05.2015
Direktvermarktung bei EE-Ausschreibungen: Optionen
Gleitende Marktprämie  aktueller Default
> Ausschreibung des anzulegenden Wertes
> Ausgezahlte Prämie verändert sich in Abhängigkeit vom Strompreis und von
den Marktwertfaktoren
> Vollständige Absicherung gegen Strompreisänderungen, sofern Einspeiseprofil
der Anlage Marktwertfaktor entspricht
Fixe Marktprämie
> Ausschreibung der Prämie
> Über den Förderzeitraum konstant und unabhängig von Strompreisentwicklung
Fixe Prämie mit Cap and Floor
>
>
>
>
Mischmodell
Absicherung gegenüber starkem Strompreisverfall
Abschöpfung stark erhöhter Erlöse
Schwierig in Ausschreibung zu integrieren (komplexe Produktdefinition)
» Außerdem vermutlich problematisch bei Finanzierung der Projekte
SEITE 1 | 13.05.2015
Eigenschaften der gleitenden Marktprämie
Effiziente Integration in Bilanzkreismanagement und Dispatch
> Prämie durch das Verhalten einzelner Anlagen in konkreter Situation kaum
beeinflussbar
» Daher: Volle Wirksamkeit des Börsenpreissignals
» Anreiz zur Abregelung, wenn Strompreis < neg. Prämie  zumindest Proxy
für Wert der grünen kWh
> Volle Bilanzverantwortung der Anlagenbetreiber
» Markt-Anreize zum Bilanzausgleich und zur Prognoseverbesserung wirken
vollumfänglich
Berechnung des Marktwertfaktors beeinflusst ggf.
Vermarktungsstrategie und Anlagenauslegung
> Day-Ahead-Spotmarkt als relevanter Marktplatz, da nur gegen dessen Preise
vollständiger Hedge
> Umfang der Strompreisrisikoübernahme für eine konkrete Anlage von
Korrelation des Wertes der eigenen Stromeinspeisung mit Marktwertfaktor
abhängig  je nach Risikopräferenz und Erwartungen zu Strompreisstruktur
durchaus Anreize für angepasste Anlagenauslegung
SEITE 2 | 13.05.2015
Vermutete Vorteile einer fixen Marktprämie
In die Diskussion eingebrachte Argumente
Optimierte Anreize für Anlagenauslegung und Betriebsverhalten
> Gleitende Marktprämie „neutralisiert“ Vorteile Direktvermarktung
Verantwortungsübernahme analog konv. Erzeugung
> Interesse der EE-Erzeuger sich gegenüber Preisschwankungen abzusichern
» Eingehen unbedingter Lieferverträge auf Termin
» Daraus inhärenter Anreiz zur Leistungsabsicherung
Gleiche Risiken für konventionelle und EE-Erzeuger
> Konventionelle Erzeuger müssen Strompreisrisiken in vollem Umfang tragen
> Kohärente Risiko- und Finanzierungsstrukturen für nachhaltiges
Strommarktdesign erforderlich
> Orientierung des Zubaus am Strompreissignal
Bessere Vorhersehbarkeit/Stabilisierung EEG-Umlage
> Zahlungen an Anlagen ex ante besser abschätzbar (kein Strompreiseffekt)
SEITE 3 | 13.05.2015
Optimierte Anreize für Anlagenauslegung und Betrieb?
Kritische Diskussion fixe Marktprämie
Anlagenauslegung
> Möglichkeit 1: Optimierung des Vermarktungswerts der Anlagen durch
systematische Abweichung der Einspeisestruktur vom Kollektiv (z. B. Ost-WestAusrichtung bei Solar)
» Abhängig von Struktur der Strompreise
» Kein unterschied zwischen fixer und gleitender Prämie ( letztere kurzfristig
auch fix und unabhängig vom Einspeiseverhalten der einzelnen Anlage)
> Möglichkeit 2: Einspeisungsoptimierte Auslegung (z. B. Rotor/GeneratorVerhältnis)
» durch Verhältnis von Kosten und Erträgen, nicht Art der Prämie bestimmt
Betrieb der Anlagen
> Bei dargebotsabhängigen Anlagen ohnehin nur begrenzte Freiheitsgrade im
Dispatch
» Im Regelfall Einspeisung vor allen Anlagen mit variablen Erzeugungskosten
> Abregelung bei negativer Marktprämie
> Im Grundsatz identische Anreize zur Bereitstellung von SDL
Fixe Prämie
kann höher oder
niedriger als
gleitende
Prämie sein
» Verfügbarkeitsanreiz durch Vermarktungserlös und Einspeiseprämie
> Keine relevanten Unterschiede für Auslegung und Betrieb erkennbar
SEITE 4 | 13.05.2015
Verantwortungsübernahme analog konv. Erzeugung
Kritische Diskussion fixe Marktprämie
Gleitende Prämie setzt keinen Anreiz zur Absicherung eines EEErzeugungsportfolios durch „gesicherte Leistung“
> Relevanter Marktplatz Day-Ahead-Markt
> Anreiz für Absicherung lediglich der Day-Ahead-Prognosefehler
> Terminvermarktung von EE-Einspeisung findet kaum statt
Effizienz eines solchen Anreizes erscheint jedoch fraglich
> Bedarf an „gesicherter Leistung“ wird durch Nachfrage bestimmt
> Dargebotsabhängige EE können gesicherte Leistung nur in sehr beschränktem
Umfang erbringen
> „Abgesicherte“ EE-Erzeugungsportfolios hätten lediglich Rolle eines
Intermediärs zwischen Nachfragern und Erbringern gesicherter Leistung
> Niveau an Versorgungssicherheit/Funktionalität des Strommarkts würde nicht
gesteigert
> Unterschiedliche Rollen von (dargebotsabhängiger) EE und
konventioneller Erzeugung sind gerechtfertigt
SEITE 5 | 13.05.2015
Gleiche Risiken für konventionelle und EE-Erzeuger (1/2)
Kritische Diskussion fixe Marktprämie
> Grundidee: Aus Gesamtsicht effiziente Risikoallokation
Tragung des Strompreisrisikos durch konv. Erzeuger im Wettbewerb ist
produktiv und effizient
> Beanreizung effizienter Handlungen durch Preissignal
» Nichtbetrieb, wenn Preis < variable Stromerzeugungskosten
» Einmottung/Stilllegung oder auch Ertüchtigung/Retrofit von
Erzeugungsanlagen
» Keine zentrale Festlegung der richtigen Menge an Erzeugungskapazität
> Teilweiser Hedge, da variable Kosten in begrenztem Umfang mit Strompreisen
atmen
> Im Gegenzug für Risikotragung auch Zugeständnis hoher EK-Renditen für
effiziente Investitionen
> Anm: Einzelne Kapazitätsmarktvorschläge zielen gerade auf weitgehende
Sozialisierung von Strompreisrisiken analog gleitender Prämie
SEITE 6 | 13.05.2015
Gleiche Risiken für konventionelle und EE-Erzeuger (2/2)
Kritische Diskussion fixe Marktprämie
Im Gegenzug: keine effiziente Risikoallokation bei EE
> Hoheitliche, nicht marktbasierte Festlegung des Bedarfs
» Orientierung des Zubaus/Stilllegungsentscheidung wg. Strompreissignal
nicht gewünscht
» Keine Steuerung des Zubaus bei fixer Prämie aus Ausschreibung
> Keine variablen Kosten  keine Rückwirkungen auf Dispatch
> Geförderte Einspeisung
» Begrenzung der Förderkosten/der erzielbaren Renditen
» Damit auch Begrenzung der Risiken notwendig
politisch-gesellschaftlicher
Konsens bzgl.
Erreichung der
EE-Ausbauziele
vorausgesetzt
Mögliche Wirkungen einer fixen Prämie
> Keine Effizienzverbesserungen im Gesamtsystem erkennbar
» Gleiche Risikoverteilung zwischen vorgegebener EE- und residualer konv.
Erzeugung ist kein Wert an sich
> Auf lange Sicht sind Profiteure bei fixer Prämie Akteure mit guten
Strompreisprognosen
» Keine direkte Kopplung mit effizienter EE-Anlagenerrichtung erkennbar
» Kurzfristig gewinnen bei Ausschreibungen evtl. Akteure mit höchsten
Strompreisprognosen
> Variabilität der Erlöse durch Strompreisrisiko: Risikoaufschläge  Förderkosten
SEITE 7 | 13.05.2015
Bessere Vorhersehbarkeit/Stabilisierung EEG-Umlage
Kritische Diskussion fixe Marktprämie
Wirkung ist anzuerkennen, Nutzen fragwürdig
> Da Strompreisrisiko durch EE-Erzeuger getragen wird, wird EEG-Umlage vom
Strompreisrisiko freigestellt
» Ein Teil der heftigen Anstiege der Umlage in den vergangenen Jahren ist auf
Strompreiseffekte zurückzuführen
> Stabilisierung der EEG-Umlage erscheint aber aus verschiedenen Gründen
kein prioritäres Ziel
» Aus Verbrauchersicht korrespondieren strompreisbedingte Schwankungen
der Umlage mit gegenläufigen Schwankungen der Kern-Strompreise (wenn
auch typischerweise mit Verzögerung)
» „Vorhersehbarkeit“ und „Stabilisierung“ kann im Fall eines Strompreisanstiegs
auch unnötige Kosten für Verbraucher und Mitnahmeeffekte für EEAnlagenbetreiber bedeuten
» EE-Förderpolitik zielt primär auf Mengen-, nicht auf Förderkostensteuerung
SEITE 8 | 13.05.2015
Zusammenfassung
Aktuell keine Vorteile eines Übergangs auf fixe Prämie erkennbar
> Effizienz des gesamten Stromversorgungssystems würde nicht positiv
beeinflusst
» Keine Auswirkungen auf Auslegung und Dispatch
» Keine effizientere Risikoallokation
> Vermutlich aber Anstieg der Risikoprämien und damit der Förderkosten
Kann fixe Prämie langfristig Perspektive sein?
> Zunächst: Optimierungen auch der gleitenden Prämie denkbar
» z. B. Nutzung anderer/weiterer Referenzen als Day-Ahead-Preis
> Fixe Prämie nicht geeignet für aktuelle Transformationsphase des
Stromversorgungssystems (beginnende Marktintegration EE bei Hauptziel
eines gesteuerten Ausbaus des EE-Anteil )
» Ggf. zu einem späteren Zeitpunkt (Rolle der EE nicht mehr primär Steigerung
des EE-Anteils) zu diskutieren
» Auch bei primärem Ziel der Steuerung der Förderkosten anstatt der EEMengen evtl. interessant
SEITE 9 | 13.05.2015
Consentec GmbH
Grüner Weg 1
52070 Aachen
Deutschland
Tel. +49. 241. 93836-0
Fax +49. 241. 93836-15
[email protected]
www.consentec.de
SEITE 10 | 13.05.2015

Download Report