Sustainable Finance

Die Weiterentwicklung der gleitenden Marktprämie bestimmt die zukünftige Entwicklung und Integration der erneuerbaren Energien. Während rapide fallende Kosten für Solar- und Windenergie den Anteil der Förderung zusammen schmelzen lassen, gewinnen niedrige Finanzierungskosten und die langfristige Integration in das Strom- und Energiesystem zunehmend an Bedeutung. Decken Solar- und Windenergie derzeit etwa 20 Prozent des Bruttostromverbrauchs, müssen sie in 2035 schon fast die Hälfte abdecken, um die nationalen Ausbauziele für erneuerbare Energien zu erfüllen. Die Kosten und Anlagen und die Rahmenbedingungen, zu denen diese neuen Anlagen gebaut werden, bestimmen dabei wesentlich das Strom- und Energiesystem der Zukunft.

Agenda

Anreize für systemfreundliche Anlagen (Technologie und Standort)

1. Marktwerte abbilden, inklusive derzeit noch nicht vollständig abgebildeter Komponenten wie CO2-Externalitäten oder Re-dispatchkosten
2. Zukünftige Entwicklung der Marktwerte abbilden, auch wenn Projektentwickler eher kurzfristige Horizonte betrachten

Optionen:

• Standort: Referenzertragsmodell, das die Vergütung an die Windverhältnisse anpasst, plus Aufteilung der Ausschreibungen durch die Definition eines Netzausbaugebiets
• Stärkere Bedeutung des Strompreissignals, bspw. durch jährlich-gleitende Marktprämien
• Kappung der Volllaststunden von Solar-PV, um Ost-/West-Ausrichtungen attraktiver zu gestalten (NL)
• Oder durch Anpassung der Ausschreibungsgebote je nach erwartetem Marktwert der Produktion der Anlagen, um volle (Entwicklung der) Marktwerte widerspiegeln zu können – was sind die Anforderungen an die längerfristige Modellierung?

Mitnahmeeffekte vermeiden, wenn steigende Gas- oder CO2-Preise oder beschleunigter Kohleausstieg zu Strompreisen über den Referenzpreisen führt

1. Sowohl innerhalb der Technologien, als auch zwischen Technologien
2. Positive Externalitäten durch Planungssicherheit für die Supply-Chain und Lerneffekte

Optionen:

• Symmetrische Absicherung der Endkunden wie unter Contracts for Differences in Großbritannien: Bei Strompreisen über dem Referenzpreis wird i) die Prämie negativ und ii) Projektbetreiber sind an den Vertrag gebunden, können also nicht einfach aus dem System aussteigen, solange die Preise hoch liegen (möglich unter allen Varianten der gleitenden Marktprämie)
• Nach Technologie differenzierten Vergütungsniveaus, um technologiespezifische Renten abzuschöpfen und gleichmäßigen Zubau zu gewährleisten

Regulatorische Risiken für Investoren gering halten, damit Aufschläge auf Finanzierungskosten nicht zu höheren Kosten für Kunden oder langsamerem Ausbau führen  

1. Entweder durch Reduktion regulatorischer Risiken oder durch Möglichkeiten zur Absicherung von Marktrisiken, die wegen institutioneller Rahmenbedingungen nicht bilateral langfristig abgesichert werden

Optionen:

• Niedrigere Risiken unter stündlich-gleitenden Prämien; monatlich-gleitende Prämie mit etwas höheren Risiken, und schließlich höhere Risiken mit jährlich-gleitenden Prämien, da Einkünfte von Entwicklung des vollen unterjährigen Strompreisprofils abhängen
• Möglichkeit zur Kostendeckelung und relativer Absicherung der Betreiber: Begrenzung der Vergütung auf X jährliche Volllaststunden, aber Banking zwischen Jahren (Niederlande)
• Weitere Reduktion der Risiken durch Übergang zu Echtzeit Referenz
• Weitere Reduktion der Risiken durch Übergang zu Standortspezifischer Referenz (falls Preiszonen verändert wird.)

Anreize für gute Prognosen und effiziente Wartung- und Betriebsentscheidungen von Betreibern

Optionen:

• Wartungszeitpunkte optimaler unter Prämien mit längerem Horizont
• Bislang Orientierung der Prämie an Day-Ahead Preis: Bei steigender Bedeutung des Intraday-Handels auch Orientierung an Intraday-Preissignal möglich, um Risiko von Balancing-Kosten zu senken
• Möglichkeit der Ausschreibung von Vermarktungsaufgaben

Übergreifende Fragestellungen

Workshop summary Entwicklung der Marktprämie bei wachsendem EE-Anteil