Können sich erneuerbare Energien langfristig auf wettbewerblich organisierten Strommärkten finanzieren?

Zusammenfassung

Dieser Aufsatz befasst sich mit der Frage, ob die Marktintegration von Erneuerbaren Energien (EE), bei der gewünschten Geschwindigkeit des Ausbaus der Erneuerbaren, gelingen kann. Hierfür müssten EE langfristig ohne staatliche Eingriffe ihre Vollkosten decken können. Im ersten Teil des Beitrags werden daher die langfristigen Erlöspotentiale von dargebotsabhängigen EE am wettbewerblich organisierten Strommarkt mithilfe eines hochaufgelösten, europäischen Strommarktmodells quantifiziert. Für die politisch gesetzten EE-Ausbauziele, der BMU-Leitstudie 2010, zeigen die Berechnungen, dass dargebotsabhängige EE wie Wind oder Photovoltaik sich aufgrund des Merit-Order-Effekts langfristig auch dann nicht an den existierenden Strombörsen finanzieren können, wenn ihre Vollkosten durch technologischen Fortschritt unter jene der fossilen Erzeugungsanlagen fallen. Dies gilt auch bei sehr hohen CO₂-Preisen und steigendem Strompreisniveau aufgrund steigender Brennstoffpreise. Der zweite Teil des Aufsatzes diskutiert daher, inwieweit langfristig eine Ergänzung des Strommarktdesigns durch Instrumente wie dem Handel mit Grünstromzertifikaten oder Kapazitätsmärkte für EE die wettbewerbliche Finanzierung der EE ermöglicht. Im Fokus steht dabei die Frage, unter welchen Voraussetzungen diese Instrumente eine Zunahme wettbewerblicher Preisbildung und dezentraler Marktentscheidungen darstellen.

Abstract

In this paper we address the issue of whether renewable energy sources can be integrated into power markets if the use of renewable energies is extended at the desired speed. Market integration means that renewable energy sources have to cover their full costs from revenues on competitive markets.

In the first part of this paper, we evaluate the long-term revenues of intermittent renewable energy sources using a high resolution power market model. Considering the renewable targets of the German lead study of 2010, we show that due to the merit order effect, intermittent renewable energy sources, such as wind power and photovoltaic, cannot be financed through power markets alone, even if their full costs fall below those of conventional power plants. This is also true for scenarios with high CO₂-prices and increasing spot market prices. In the second part of this paper, we discuss whether in the long run additional instruments such as green certificates or capacity markets would allow for a more competitive financing of renewable energy sources. Center stage in the discussion is the question under which circumstances these instruments increase competitive pricing and decentralised market decisions.