Germany has been a leader in governmental support for renewable energies, which now represent about 27 % of electricity generation. In 2012 (voluntary) / 2014 (obligatory), the country changed from a xed Feed-In Tari (FIT) to a Market Premium Scheme (MPS) for wind power projects. One aim of this adjustment was to align the supply of generated wind electricity with the demand for it, e.g. through more system-friendly wind turbine technology choices. However, based on a wind investment model, I show that the MPS fails to convey strong enough incentives to project developers to alter their investment decision. Furthermore, I analyze an additional change in the reference location model, as it plays an integral part in both the xed FIT and the MPS. The investment model indicates that such a policy manages to incentivize the deployment of more system-friendly wind power technologies. Additionally, I consider a policy approach that is optimized with respect to a future energy system. This policy provides investors with even stronger incentives to adapt their technology choices.
This dissertation comprises three chapters on the economics of financing and integrating renewable energies and on designing associated support policies. The transition toward carbon-neutral economies requires large-scale investments into renewable energy. The integration of these intermittent renewable energies poses new challenges to power systems designed around dispatchable thermal power plants. As, for example, more and more wind power is generated in high wind, it is increasingly important to provide incentives that encourage project developers to choose alternative wind power technologies that supply power also under mediocre wind conditions. Another challenge are the investments' financing costs, as they, to a large extent, define overall investment costs and are affected by the design of support policies. The question arises which policies lead to higher financing costs. Further, in order to facilitate large investment volumes, it is crucial to design policies such that they constitute credible commitments on the basis of which investments can be made. Chapter 1 analyzes the integration of wind power into energy systems with increasing shares of renewable energies. In energy systems with large shares of variable renewable energies, electricity generation is lower during unfavorable weather conditions. System-friendly wind turbines rectify this by producing a larger share of their electricity at low wind speeds. The chapter analyzes to what extent the benefits of system-friendly wind turbines out-weigh their additional costs and how to incentivize investments into them. A wind power investment model for Germany shows that system-friendly wind turbines indeed deliver benefits for the energy system that overcompensate for their cost premium. Sliding feed-in premia incentivize their deployment only where investors bear significant price risks and possess sufficient foresight. Alternatively, a new production value-based benchmark triggers investors to install turbines that meet the requirements of power systems with increasing shares of variable renewable energies, without inducing additional investment risks. Chapter 2 provides novel evidence that some support policies lead to higher financing and overall deployment costs than others. Power systems with increasing shares of wind and solar power generation have higher capital and lower operational costs than power systems based on fossil fuels. This increases the importance of the cost of financing for total system cost. We quantify how renewable policy design can influence the cost of financing by addressing regulatory risk and facilitating hedging. First, we use interview data on wind power financing costs from the EU and derive effects on project developers' financing costs. Second, we model how long-term contracts signed between project developers and energy suppliers impact financing costs in the context of green certificate schemes. The costs of renewable energies increase by about 30 percent in comparison to policies that provide implicit long-term contracts between project developers and electricity consumers. Chapter 3 shows that time-inconsistency issues can arise for renewable energy investments, deterring investments, and how these issues can be addressed by policy-makers. Investments into renewable energies are commonly enabled by support policies. Yet, governments can have incentives -- and the ability -- to deviate from previously-announced support once investments are made, which can deter investments. In the first step, we analyze a renewable energy regulation game and apply a model of time-inconsistency to renewable energy policies. Based on the model, we derive under what conditions governments have incentives to deviate from their commitments, analyzing the potentially mitigating effects of various policy designs and targets. In the second step, we provide a numerical example of our theoretical model and explain why Spain conducted retrospective changes in 2010-2013 whereas Germany stuck to its commitments. The model suggests that, on the one hand, the extra costs of renewable energies were considerably lower in Spain due to the higher wholesale electricity price, rendering compliance more attractive in Spain. However, on the other hand, this is outweighed by the dirtier German conventional power plant fleet and especially by the larger myopia of the Spanish regulator, caused by high discounting during the financial crisis of future benefits of sustained renewable energy deployment. ; Diese Dissertation umfasst drei Kapitel über die volkswirtschaftlichen Effekte der Finanzierung und Integration erneuerbarer Energien und das Design entsprechender Förderinstrumente. Die Umstellung hin zu einer CO2-neutralen Wirtschaft bedingt groß angelegte Investitionen in erneuerbare Energien. Die Integration wetterabhängiger erneuerbarer Energien stellt neue Herausforderungen dar für Energiesysteme, die für regelbare thermische Kraftwerke ausgelegt wurden. Beispielsweise wird bei starkem Wind mehr und mehr Windenergie erzeugt. Deshalb ist es zunehmend wichtig, Anreize zu schaffen, die Projektentwickler dazu ermutigen, alternative Windkrafttechnologien zu wählen, welche Strom auch unter mittelmäßigen Windbedingungen liefern. Eine weitere Herausforderung sind die Finanzierungskosten der Investitionen, da sie die Gesamtinvestitionskosten weitgehend bestimmen und von der Gestaltung der Förderpolitik beeinflusst werden. Es stellt sich die Frage, welche Politikinstrumente mit höheren Finanzierungskosten einhergehen. Außerdem ist es, um große Investitionsvolumina zu ermöglichen, essentiell, Politikinstrumente so zu gestalten, dass sie glaubwürdige Zusagen darstellen, auf deren Grundlage Investitionen getätigt werden können. Kapitel 1 analysiert die Integration von Windenergie in Energiesysteme mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien. In solchen Energiesystemen ist die Stromerzeugung bei ungünstigen Wetterbedingungen geringer. Systemfreundliche Windenergieanlagen korrigieren dies, indem sie einen größeren Anteil ihres Stroms bereits bei niedrigen Windgeschwindigkeiten produzieren. In diesem Beitrag wird analysiert, inwieweit die Vorteile systemfreundlicher Windenergieanlagen ihre zusätzlichen Kosten übersteigen und wie man Anreize für Investitionen in solche Anlagen geben kann. Ein Windkraft-Investitionsmodell für Deutschland zeigt, dass systemfreundliche Windenergieanlagen tatsächlich Vorteile für das Energiesystem bieten, die ihre zusätzlichen Kosten überkompensieren. Gleitende Marktprämien bieten nur dann einen Anreiz für solche Anlagen, wenn Investoren ein erhebliches Preisrisiko tragen und ausreichend vorausschauend sind. Alternativ veranlasst ein neues Referenzwertmodell Investoren dazu, Anlagen zu installieren, die die Anforderungen von Energiesystemen mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien erfüllen, ohne dass Investoren dadurch zusätzliche Risiken entstehen. Kapitel 2 liefert neue Belege dafür, dass einige Förderinstrumente zu höheren Finanzierungs- und Gesamtkosten der erneuerbaren Energien führen als andere. Energiesysteme mit steigenden Anteilen an Wind- und Solarenergie haben höhere Kapitalkosten und geringere Betriebskosten als Energiesysteme auf Basis fossiler Brennstoffe. Dies erhöht die Bedeutung der Finanzierungskosten für die Gesamtsystemkosten. Wir quantifizieren, wie Förderinstrumente die Finanzierungskosten beeinflussen können, indem sie regulatorische Risiken adressieren und Absicherungen ermöglichen. Zum einen verwenden wir Befragungsdaten zu den Finanzierungskosten für Windenergie aus der EU und ermitteln daraus die Auswirkungen von Förderinstrumenten auf die Finanzierungskosten der Projektentwickler. Zum anderen modellieren wir, wie langfristige Verträge zwischen Projektentwicklern und Energieversorgungsunternehmen die Finanzierungskosten bei grünen Zertifikatehandeln beeinflussen. Die Kosten für erneuerbare Energien steigen um etwa 30 Prozent im Vergleich zu Förderinstrumenten, welche implizite Langzeitverträge zwischen Projektentwicklern und Stromverbrauchern darstellen. Kapitel 3 zeigt einerseits, dass Probleme zeitlicher Inkonsistenzen bei Investitionen in erneuerbare Energien auftreten können, wodurch Investitionen verhindert werden, und andererseits, wie diese Probleme von politischen Entscheidungsträgern angegangen werden können. Investitionen in erneuerbare Energien werden üblicherweise durch Förderinstrumente unterstützt. Regierungen können jedoch Anreize und die Möglichkeit haben, von zuvor angekündigten Vergütungszahlungen abzuweichen, sobald Investitionen getätigt wurden, was Investoren abschrecken kann. Im ersten Schritt analysieren wir ein Regulierungsspiel von Investitionen in erneuerbare Energien und wenden ein Modell der zeitlichen Inkonsistenz auf die Förderung erneuerbarer Energien an. Auf der Grundlage des Modells leiten wir ab, unter welchen Bedingungen Regierungen Anreize haben, von ihren Verpflichtungen abzuweichen, und analysieren die potenziell mildernden Auswirkungen verschiedener Förderinstrumente und von erneuerbare-Energien-Zielen. Im zweiten Schritt geben wir ein numerisches Beispiel für unser theoretisches Modell und erklären, warum Spanien 2010-2013 retrospektive Änderungen seiner Förderung durchführte, während Deutschland seinen Verpflichtungen nachkam. Die Modellergebnisse deuten darauf hin, dass die zusätzlichen Kosten für erneuerbare Energien in Spanien aufgrund des höheren Großhandelsstrompreises deutlich niedriger waren als in Deutschland, was eigentlich die Erfüllung der Verpflichtungen in Spanien attraktiver machte. Jedoch wird dies durch die schmutzigere deutsche konventionelle Kraftwerksflotte und insbesondere durch die Kurzsichtigkeit der spanischen Regulierer mehr als aufgewogen, welche in der Finanzkrise dem zukünftigen Nutzen erneuerbarer Energien durch hohe Diskontierung wenig Wert beimaßen.
Die verstärkte Nutzung der Windenergie an Land ist ein wesentlicher Baustein zur Erreichung der deutschen Klimaziele 2030. Neue Windparks hatten in letzter Zeit jedoch häufig mit Genehmigungsproblemen zu kämpfen, und der Zubau von Windenergieanlagen ist stark zurückgegangen. Das Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung sieht vor, Mindestabstände von 1000 Metern zwischen Windkraftanlagen und Siedlungen einzuführen, um die Akzeptanz für die Windenergie zu steigern. Hierdurch sinkt jedoch auch das Flächenpotential für die Windenergie. Vor diesem Hintergrund wird untersucht, wie sich die Einführung strikter Mindestabstände in Bayern im Jahr 2014 ausgewirkt hat. Eine kausale ökonometrische Analyse zeigt, dass die Genehmigungen von Windenergieanlagen dort um bis zu 90 Prozent eingebrochen sind. Die Einführung bundesweiter pauschaler Mindestabstände dürfte qualitativ ähnliche Effekte haben und die Erreichung der Klimaziele erschweren. Außerdem deuten wissenschaftliche Studien darauf hin, dass pauschale Mindestabstände die Akzeptanz von Windenergieanlagen nicht wesentlich erhöhen. Stattdessen könnte die Akzeptanz durch finanzielle Beteiligungen der Kommunen gesteigert werden und auf kommunaler Ebene Anreize schaffen, zusätzliche Flächen für die Windenergienutzung bereitzustellen.
Der Ausbau von erneuerbaren Energien hat in Deutschland lange nur eine Richtung gekannt: steil nach oben. Jüngst ist er aber ins Stocken geraten, speziell der Windkraftausbau ist längst nicht mehr so dynamisch wie früher und nicht so, wie er sein sollte, damit Deutschland seine Ausbauziele für Erneuerbare und seine Klimaziele erreicht. In diesem Kontext werden Privat-abgesicherte PPAs (Power Purchase Agreements, also Langfristverträge) für Wind- und Solarenergie in der Branche eifrig diskutiert, erste Verträge wurden hierzulande bereits abgeschlossen. Diese Verträge sichern überwiegend für ältere Windkraftanlagen, die nach 20 Jahren nicht mehr im EEG gefördert werden, die Erlöse für zwei bis fünf Jahre ab, damit Reinvestitionen in die Verlängerung der Lebenszeit finanziert werden können. Können PPAs auch öffentliche Vergütungsmechanismen für Neuanlagen ersetzen? Analysen zeigen, dass das keineswegs der Fall ist.
Die verstärkte Nutzung der Windenergie an Land ist ein wesentlicher Baustein zur Erreichung der deutschen Klimaziele 2030. Neue Windparks hatten in letzter Zeit jedoch häufig mit Genehmigungsproblemen zu kämpfen, und der Zubau von Windenergieanlagen ist stark zurückgegangen. Das Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung sieht vor, Mindestabstände von 1000 Metern zwischen Windkraftanlagen und Siedlungen einzuführen, um die Akzeptanz für die Windenergie zu steigern. Hierdurch sinkt jedoch auch das Flächenpotential für die Windenergie. Vor diesem Hintergrund wird untersucht, wie sich die Einführung strikter Mindestabstände in Bayern im Jahr 2014 ausgewirkt hat. Eine kausale ökonometrische Analyse zeigt, dass die Genehmigungen von Windenergieanlagen dort um bis zu 90 Prozent eingebrochen sind. Die Einführung bundesweiter pauschaler Mindestabstände dürfte qualitativ ähnliche Effekte haben und die Erreichung der Klimaziele erschweren. Außerdem deuten wissenschaftliche Studien darauf hin, dass pauschale Mindestabstände die Akzeptanz von Windenergieanlagen nicht wesentlich erhöhen. Stattdessen könnte die Akzeptanz durch finanzielle Beteiligungen der Kommunen gesteigert werden und auf kommunaler Ebene Anreize schaffen, zusätzliche Flächen für die Windenergienutzung bereitzustellen.
The transition towards low-carbon economies requires massive investments into renewable energies, which are commonly supported through regulatory frameworks. Yet, governments can have incentives - and the ability - to deviate from previously-announced support once those investments have been made, which can deter investments. We analyze a renewable energy regulation game, apply a model of time-inconsistency to renewable energy policy and derive under what conditions governments have incentives to deviate from their commitments. We analyze the effects of various support policies and deployment targets and explain why Spain conducted retrospective changes in the period 2010-2013 whereas Germany stuck to its commitments.
Power systems with increasing shares of wind and solar power generation have higher capital and lower operational costs than traditional technologies. This increases the importance of the cost of finance for total system cost. We quantify how renewable policy design can influence cost of finance by addressing regulatory risk and facilitating hedging. We use interview data on wind power financing costs from the EU and model how long-term contracts signed between project developers and energy suppliers impact financing costs in the context of green certificate schemes. Be- tween the policy regimes, the cost of renewable energy deployment differ by 30%.
Die Technologiekosten erneuerbarer Energien sind in den letzten Jahren stark gefallen. Es hängt jedoch vom Vergütungsrahmen ab, in welchem Umfang StromverbraucherInnen von diesen Kostensenkungen profitieren können. Berechnungen mit einem Finanzierungsmodell zeigen, dass die derzeit geltende gleitende Marktprämie zunehmend zu erhöhten Finanzierungskosten führt, was den sinkenden Technologiekosten entgegenwirkt. Zudem können steigende Eigenkapitalanforderungen sich negativ auf die Akteursvielfalt bei Investitionen in erneuerbare Energien und die Realisierungsraten von Projekten auswirken. Abhilfe kann eine Weiterentwicklung des Vergütungsrahmens hin zu Differenzverträgen schaffen. Differenzverträge führen zu geringen Finanzierungskosten und verringern damit auch die Gesamtkosten der erneuerbaren Stromversorgung in der Größenordnung von jährlich 0,8 Milliarden Euro im Jahr 2030. Zudem sichern sie StromverbraucherInnen gegen hohe Zahlungen für erneuerbaren Strom im Fall hoher Strompreise ab. Mit einem Übergang zu Differenzverträgen ergibt sich zugleich die Chance, die Anreize für eine systemfreundliche Standortwahl und Auslegung der Anlagen wirksamer und einfacher zu gestalten.
The cost of renewable energy technology has plunged in recent years. But the extent to which electricity consumers can benefit from the reduced costs depends on the design of renewable remuneration mechanisms. Calculations of a financing model show that the current sliding premium is leading to increasingly higher risks for investments and in turn, increasing equity requirements. As a result, financing costs increase, which counteracts the lower cost of technology. Furthermore, increased equity requirements could negatively affect the diversity of players investing in renewable energy and thus the level of competition as well as the rate of project realization in the sector. A change towards contracts for difference (CFDs) can remedy the situation. CFDs lead to low financing costs and therefore reduce overall costs of supplying renewable electricity, reducing expected annual costs for German consumers by approximately 0.8 billion euros per year by 2030. They also safeguard consumers against high payments for renewable electricity in case of high electricity prices. A transition to CFDs provides the opportunity to create more effective and simpler incentives for system-compatible site selection and plant design.
The costs of renewable energy technologies have fallen sharply. Now the financing costs of new installations are playing an increasing role in the overall cost of Germany's energy transition. This has put the primary focus of support instruments for renewable energy on creating more affordable financing conditions for investments. This report compares the effects of various policy instruments on risk factors and on the costs of financing investment in the energy transition. Based on a survey evaluation and calculations, our analysis shows significant increases in the financing costs under green certificates and fixed premiums. These are passed on to end customers. For this reason, the further development of support instruments, as currently discussed within the context of the EU Renewable Energy Directive for the period 2020-2030, should avoid unnecessary risks for investors that could lead to higher financing costs.
