Versorgungssicherheit – werden die Märkte unterschätzt?

Versorgungssicherheit –
werden die Märkte unterschätzt?
Dr. Maximilian Rinck — 18. März 2015
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Day-Ahead
Handelsschluss
Lieferung
Märkte für Elektrizität – Struktur
Financial/Derivatives
Physical/Spot
Years/Months/Weeks/Days
max. 1,5 Tage
Intraday
Phelix Futures
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Abrechnung
gegen DayAhead Preis
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Märkte für Elektrizität – Terminmarkt
Funktion
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Rein finanzieller Markt –
physische Erfüllung an den Spotmärkten der EPEX SPOT
Langfristige Preisgarantie
Finanzierungsfunktion
Risikoabsicherung
Preise
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Erwartung des Marktes an die Preisentwicklung
Seit mehreren Jahren sinkendes Preisniveau; auch am langen Ende der Kurve
Terminmarkt 2.0
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Absicherung von Preisspitzen unabhängig von Peak/Off-Peak-Definition
Absicherung der EE-Einspeisung
Hedging für Speicher
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Der Fukushima-Schock!
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Der Fukushima-Schock?
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Märkte für Elektrizität – Day-Ahead
Physikalisch
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Grundsätzliche Synchronisation von Angebot und Nachfrage
Volle Integration des ÜNB-vermarkteten EE-Stroms
Volle Integration der Interkonnektoren: Marktkopplung, d.h. europäischer
Erzeugungs- und Lastausgleich
Ökonomisch
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Marktanteil von mehr als 40% (~1 TWh/d) – Tendenz steigend
Preisreferenz mit Auswirkung auf den Terminmarkt (Phelix: europäischer
Preisstandard, Marktprämie) und Intraday-Markt (Optimierung)
Energiewende
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sinkende Durchschnittspreise; sinkende Preisschwankungen
Erwartung für die nächsten fünf bis zehn Jahre?
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Märkte für Elektrizität – Intraday
Optimierung
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1/4h-scharf, bis 45 Minuten vor Lieferung
Optimierung der EE-Einspeisung, sowohl zeitlich als auch in den Rampen
(Intraday-Eröffnungsauktion)
Versorgungssicherheit
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wichtig für die physische Sicherheit (Intraday-Preis bestimmt den reBAP)
Glattstellen der Bilanzkreise; entlastet Netzbetreiber
Dynamik
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Knappheits-/Überschußpreise
bilden sich kurz vor Lieferung
Direkte Auswirkung von
Prognosefehlern Wind/Solar
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Preisspitzen – Risiko und Chance
Positive Preisspitzen
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Risiko für Käufer
Chance für Anbieter von Flexibilität
Negative Preisspitzen
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Risiko für Must-Run-Anlagen,
z.B. für Regelleistung kontrahierte
Anlagen
Chance für zusätzliche Lasten
Auswirkungen auf das Produkt Design
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Kombination beider Effekte: Chance für Speicherbetreiber
„Preisspitzen“ heißt zunächst Preise in der Größenordnung 100 €/MWh
Auswirkungen auf den Terminmarkt: Erwartung der Preisentwicklung
unabhängig vom tatsächlichen Eintreten.
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Handlungsmöglichkeiten
Netzausbau
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Kongruenz von physischem und bilanziellem Netz
Marktkopplung für effektivere Nutzung europäischer Kapazitäten
Bilanzkreistreue
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Möglichkeit sehr kurzfristigen Handels (Flexibilität)
Handel vor Ausgleichsenergie
Neue Börsenkontrakte
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Absicherung des Intraday-Preisrisikos
Absicherung der Ausreißer der Preisverteilung (Spitzen)
Wetter-Derivate
Erster Schritt: EEX Cap Futures (im Sommer)
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EEX Cap Future –
Absicherung von Intraday-Preisspitzen
Ein Cap Future fixiert den Durchschnittspreis relativ zu einer
Auszahlungsschwelle.
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Résumée
Rolle der Märkte
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Zusammenführen von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität.
Betreiben verschiedener Märkte mit unterschiedlichem
zeitlichem/regionalem Fokus
Ineinander verzahnte Märkte
Fähigkeit der Märkte
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Robust
Innovationsfähig
Unterschätzung der etablierten Märkte führt zu Forderung nach neuen Märkten
(z.B. Kapazitätsmarkt, regionaler Flexibilitätsmarkt)
Für die zukünftige Ausgestaltung der Energiemärkte
Innovationsfähigkeit nicht unterschätzen und zulassen,
Vertrauen in die Märkte und Marktplätze schaffen.
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
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Kontakt
Dr. Maximilian Rinck – [email protected] – +49 341 2156 125
European Energy Exchange AG
Augustusplatz 9
04109 Leipzig
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