Schlagwort: Strommarktdesign

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EU-Winterpaket (14): Verbesserung der Versorgungssicherheit durch neue Risikovorsorgeverordnung

Zum – vorläufigen – Abschluss unserer Blogreihe möchten wir sie über den dritten zentralen Bestandteil des neuen Strommarktdesigns informieren: Die sogenannte Risikovorsorgeverordnung. Ziel dieser Verordnung ist es, durch konkrete Vorgaben zur Prävention und Bewältigung von Stromversorgungskrisen insgesamt zur Verbesserung der Versorgungssicherheit, aber auch der Erreichung der weiteren, mit dem neuen Strommarktdesign verfolgten Ziele wie dem Klimaschutz beizutragen. Da die Prävention und Bewältigung solcher Krisen in Zeiten vernetzter Strommärkte jedoch nicht mehr rein national angegangen werden können, wird dies mit der Risikovorsorgeverordnung, die am 4. Juli 2019 in Kraft getreten ist und unmittelbar in den Mitgliedstaaten gilt, nun einheitlich auf europäischer Ebene geregelt.

EU-Winterpaket (11): Das neue Strommarktdesign „4.0“

Nachdem wir Ihnen basierend auf den seinerzeit veröffentlichten Entwürfen bereits die zu erwartenden wesentlichen Änderungen im Strommarkt durch das EU-Winterpaket vorgestellt haben , möchten wir nun – daran anknüpfend – auf die am 14. Juni 2019 im EU-Amtsblatt veröffentlichten Fassungen der im Zusammenhang mit dem neuen Strommarktdesign entscheidenden Legislativakte eingehen.

Ein Strommarkt für die Energiewende: Ergebnispapier des BMWi (Weißbuch)

Vor wenigen Tagen veröffentlichte das Bundesministerium für Wirtschaft das Weißbuch zum Strommarktdesign. Richtungsweisend ist die Abkehr vom Kapazitätsmarkt zu Gunsten eines Strommarkts 2.0. PwC begrüßt diese Entscheidung, sieht aber weiteren Handlungsbedarf. Hier die zentralen Punkte des Papiers samt anknüpfender Analyse.

Kerninhalte

  • Hauptthema des Weißbuchs ist die Grundsatzentscheidung für einen Strommarkt 2.0 und die damit verbundene Absage an einen Kapazitätsmarkt zu Gunsten eines Energy-Only-Marktes. Wie bereits im Grünbuch angekündigt, wird der Strommarkt 2.0 durch eine Kapazitätsreserve flankiert werden.
  • Das BMWi hat sich u.a. aus den folgenden Gründen für den Strommarkt 2.0 und gegen einen Kapazitätsmarkt entschieden:
    • Der Strommarkt 2.0 gewährleiste die Versorgungssicherheit unter Berücksichtigung des grenzüberschreitenden europäischen Stromhandels, der Belohnung von Flexibilität auf Angebots- und Nachfrageseite (durch sog. Flexibilitätsoptionen) und einer Kapazitätsreserve.
    • Der Strommarkt 2.0 fördere den Abbau von Überkapazitäten und ermögliche es umgekehrt durch die hervorgerufenen Preisspitzen tatsächlich benötigte flexible Kapazitäten zu refinanzieren. In der Folge geht das BMWi davon aus, dass sich die Marktteilnehmer durch langfristige Liefer- und Absicherungsverträge als Instrumente zur Risiko- und Kostenoptimierung gegen die Preisspitzen absichern werden.
    • Ein Energy-Only-Markt sei kostengünstig und fördere den Einsatz kosteneffizienter Technologien. Vorausgesetzt dass (insb. regulatorische) Hemmnisse abgebaut werden, könnten sich Flexibilitätsoptionen zukünftig im Markt durchsetzen.
    • Durch Wettbewerb sollen Anreize für Innovationen und Nachhaltigkeit geschaffen werden. Die freie Preisbildung soll dabei innovative Lösungen u.a. zur besseren Integration erneuerbarer Energien ermöglichen und damit Möglichkeiten für neue Geschäftsfelder eröffnen.

Die Energiewende – Chancen und Herausforderungen für Investoren

Bei der Energiewende geht es darum, die gesellschaftlich notwendige Kombination aus Klimaverträglichkeit, Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit zu den geringsten volkswirtschaftlichen Kosten umzusetzen. Energiewende ist nicht nur „Stromwende“, sondern auch „Wärme- und Verkehrswende“. Denn die energiepolitischen Ziele können nur mit einem Maßnahmen-Mix in diesen drei Bereichen erreicht werden. Investitionsmöglichkeiten im Bereich der Energieeinsparung und -effizienz, insbesondere auch in der Stadtentwicklung und bei Quartieren, sind somit ebenso beachtenswert wie die „klassischen“ Investitionen in die Energiewende.

Investitionen in die Energiewirtschaft müssen langfristig im Einklang mit der energiepolitischen Zielsetzung stehen. Dass das nicht selbstverständlich ist, zeigt die Entwicklung der Energieversorgungsunternehmen seit 2008, deren Unternehmenswerte aufgrund der politischen gewollten Bevorzugung der Erneuerbaren Energien erheblich gesunken sind, mehr als 400 Mrd EURO allein bei den 20 größten europäischen Unternehmen. Die Kapitalrendite der Energieversorger hat sich im Durchschnitt bei rund 9 Prozent eingependelt.

Während konventionelle Kraftwerke an Wert eingebüßt haben, sind Netze dank der Regulierung ein „sicherer Hafen“ für Investoren, dies gilt zum Teil auch noch für Investitionen in Erneuerbare Energien, vor allem Wind. Martin Greive schrieb vor kurzem in der WELT über die Auswirkungen des novellierten EEG auf Investitionen in neue Windkraftanlagen (http://www.welt.de/politik/deutschland/article125396761/Buerger-fuerchten-um-ihre-Wind-Investitionen.html).

Künftig werden jene Assets erheblichen Wert erlangen, die in der Vergangenheit aus Sicht der Versorger von eher untergeordneter Bedeutung waren: Kunden, Daten und intelligente Steuerungstechniken. Aus der Verbindung von distribuierter, am Verbrauch orientierter Energie und Internettechnologien ergeben sich innovative Geschäftsmöglichkeiten. Es geht um die Digitalisierung der Branche, die hierzulande noch in den Kinderschuhen, in den USA hingegen bereits deutlich weiter fortgeschritten ist.

Während innovative Konzepte eher eine Option für Risikokapital sind, werden sich an risikoarmen Anlagen interessierte Anleger eher den klassischen Assets der Branche zuwenden, vor allem den Netzen. Verteilnetze könnten hier eine zukünftige Option sein, ebenso wie mögliche Kraftwerksinvestitionen, die Übertragungsnetzbetreiber in kritischen Versorgungsgebieten tätigen könnten, wenn sich die Idee der „strategischen Reserve“ gegenüber dem Kapazitätsmarkt durchsetzt. Dessen politische Umsetzung ist offen, zumal strittig ist, ob dadurch eher fossile Kraftwerksinvestitionen, und wenn ja, auch bestehende Anlagen oder eher Re-Investitionen in Erneuerbare Energien zu fördern sind.

Bei Investitionen in Erneuerbare Energieerzeugung zwingen hohe Kaufpreise zum Nachdenken über die „Zeit nach dem EEG“. Es besteht Unsicherheit über die Entwicklung der Strompreise, aber auch über die künftige Ausgestaltung der Direktvermarktung. Die abflauende Diskussion um „gesicherte EE-Grundlast“ sollte unbedingt wieder aufgenommen werden, da sie Rückwirkungen auf den Bedarf eines Kapazitätsmarktes haben kann.

In diesem Zusammenhang kommt der Biomasse, die das größte Potential an gesicherter und regelbarer Leistung unter den Erneuerbaren Energien aufweist, Bedeutung zu. Aktuell unterliegt Biomasse dem gleichen Einspeisevorrang wie die übrigen Erneuerbaren, was bei zunehmendem Anteil der EE im Strommarkt dazu führt, sie auch dann einzusetzen, wenn der Bedarf anderweitig gedeckt werden könnte. Demgegenüber sollte Biomasse stärker als erneuerbare Backup-Technologie eingesetzt werden, was durch den Ausbau der installierten Leistung, die Verringerung der Volllaststunden (so dass kein Mehrbedarf an Biomasse-Ressourcen entsteht) und ihre Ansiedlung hinter den übrigen EE in der Einspeisereihenfolge gelingen kann.

Eine sinnvolle Reform des Strommarktes führt über Europa. Der Ausbau grenzübergreifender Transportkapazitäten kann den europäischen Stromhandel verbessern und zur Versorgungssicherheit beitragen. „Wir dürfen nicht wieder den Fehler machen, eine rein nationale Lösung zu finden“ (Staatssekretär Rainer Baake). Der uneinheitliche Rahmen der EU-Strommärkte grenzt aber die Effizienz ein. Wenn Deutschland einen Kapazitätsmarkt einführt, wird man sich entscheiden müssen, ob die Ausgestaltung ein Vorreiter für den Rest der EU oder rein national optimiert sein bzw. flexibel an andere Systeme in der EU angepasst werden können soll.

Die Transformation der Energiesysteme ist kapitalintensiv. Die Attraktivität von Investments hängt sehr vom künftigen Marktdesign und der Ausgestaltung des CO2 – Regimes ab. Die Diskussion um das Design des Strommarktes sollte auch die Frage einschließen, wie Beiträge externer Investoren gefördert werden können, einerseits durch die Regulierung auf Seiten der Kapitalanleger, andererseits aber auf Seiten der Energiebranche selbst. Es geht darum, attraktive Plattformen zu schaffen (Co-Investments, Holding-/Kooperationsstrukturen), Komplexität zu reduzieren und Risiken zu begrenzen.

Ihr PwC Ansprechpartner zu diesem Thema ist Dr. Norbert Schwieters.

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