Die Marktprämie im EEG 2012: Ein sinnvoller Beitrag zur Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien?

Abstract

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Förderung der Markt- und Systemintegration erneuerbarer Energien – Perspektiven einer instrumentellen Weiterentwicklung

“…Da dies jedoch ein kaum planbares Einkommensrisiko für FEE-Anlagenbetreiber bedeutet, wären Kompensationszahlungen zu prüfen (Andor et al 2010, Brandstätt et al 2011; alternativ könnte eine Abregelung auf extreme Negativpreisereignisse beschränkt werden. 4 Für regelbare EE bestehen in Deutschland Anreize zur bedarfsgerechten Erzeugung gegenwärtig ausschließlich im Rahmen des Marktprämienmodells (Gawel und Purkus 2013a). Prinzipiell wäre es möglich, auch in der EEG-Vergütung eine Marktpreisorientierung einzuführen, indem ein Teil der Zahlungen von dem zum Zeitpunkt der Einspeisung gültigen Marktpreis abhängig gemacht wird (Matthes 2013).…”

“…Um Anreize für einen Wechsel zu setzen, müssen Produzenten jedoch für Risiken wie den Ausgleich von Prognosefehlern und Vermarktungskosten kompensiert werden (Fraunhofer-ISI et al 2011). Den hieraus resultierenden, zusätzlichen Förderkosten steht der systemische Nutzen einer bedarfsorientierten Einspeisung entgegen, wenn sich die durch das Prämienmodell gesetzten Anreize als effektiv erweisen (Gawel und Purkus 2013a, 2013b …”

Electricity Market Mechanism regarding the Operational Flexibility of Power Plants

“…Besides these theoretical arguments there also exist empirical clues to doubt that current electricity markets encourage investments in operationally flexible power plants or in the provision of power reserves for cases of emergency or maintenance [2,7,9,27]. Several solutions to this problem have been proposed recently to complement the present "energy-only" markets, ranging from separate capacity markets which trade backup capacity, to strategic capacity reserves usually settled by long-term contracts with national agencies [2,4,9,13,15,21,26,27].…”

When Low Market Values are No Bad News: On the Coordination of Renewable Support and Real-Time Pricing

“…A main motivation for doing so was to shield RES generators from investment risks in order to facilitate access to finance for a broad range of investors. Moreover, price risks may result in higher financing costs of renewable projects (Gawel & Purkus 2013). However, an increasing exposure to power prices and respective risks creates incentives for RES generators to design and operate plants more efficiently and thus reduce system costs, which is all the more important the higher the share of RES (see Klessmann et al 2008;Pahle & Schweizerhof 2015).…”