Kosten durch Fehlerprognose
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Kosten durch Fehlprognosen Serafin von Roon Energiewetterkonferenz Berlin, 17. September 2013 1 Agenda 2 Einleitung – Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien Größe der Prognosefehler Ausgleichsenergiepreise Kosten der Prognosefehler Merit-Order-Effekt Fazit Vermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energien Beispieltag: 17. September 2012 3 Bis Vortag 1200 Uhr: Bis 45 min vor Einspeisung: Zum Einspeisezeitpunkt: Vermarktung der prognostizierten Menge am Day-ahead Spotmarkt Korrektur der erkannten Fehlprognosen am Intraday-Markt Ausgleich der verbleibenden Fehlprognosen mittels Ausgleichsenergie Größe der Prognosefehler Prognosefehler in Viertelstundenauflösung 2012: Wind PV Gesamt 4 Größe der Prognosefehler Vergleich der letzten beiden Jahre: 2011 Installierte Leistung (Jahresende) 2012 53,5 GW 63,7 GW 7.328 MW 8.402 MW Summe positiver Fehler 4.032 GWh 3.509 GWh Summe negativer Fehler -4.542 GWh -5.295 GWh Maximaler positiver Fehler 10.673 MW 7.410 MW Maximaler negativer Fehler −5.741 MW 7.134 MW -58 MW -203 MW Standardabweichung 1.382 MW 1.367 MW RMSE 1.384 MW 1.382 MW Mittlere Einspeisung Mittlerer Fehler Prognosefehler = (Day-Ahead Prognose) – (Ist-Einspeisung) Day-Ahead Prognose im Mittel zu gering 5 Größe der Prognosefehler Abweichungen der ID-Prognose von der DA-Prognose (erkannter Fehler) 2012 DA-ID ID-Real Summe positiver Fehler 2.464 GWh 3.255 GWh Summe negativer Fehler -4.147 GWh -3.358 GWh -192 MW -12 MW Mittlerer Fehler 6 Realeinspeisung von der ID-Prognose (verbleibender Fehler) Kosten der Prognosefehler Perfekte Prognose Day-ahead-Vermarktung der erzeugten Menge Fehlerhafte Prognosen Day-ahead-Vermarktung der prognostizierten Menge Intraday-Korrektur der Vermarktung Ausgleich des verbleibenden Fehlers mittels Ausgleichsenergie Preisunterschiede bestimmen die Kosten der Prognosefehler 7 Datenbasis: EEX-Transparenzplattform: Prognose und tatsächliche Erzeugung Wind und PV EPEX Spot: Day-ahead- und Intraday-Preise ÜNBs: Intraday-vermarktete Menge, EEG-Ausgleichsenergie, Ausgleichsenergiepreise Ausgleichsenergiepreis Über den regelzonenübergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsenergiepreis (reBAP) werden die Kosten für den Einsatz von Regelenergie zur Korrektur des verbleibenden Prognosefehlers umgelegt Seit 12/2012: Neues Berechnungsverfahren Bei Überspeisung: Intradaypreis ist Obergrenze für Ausgleichsenergiepreis Bei Unterspeisung: Intradaypreis ist Untergrenze für Ausgleichsenergiepreis Ausgleich von Fehlern im Intradayhandel günstiger als durch Ausgleichsenergie Zusammenhang zwischen Ausgleichsenergiepreis und Intradaypreis 01/2012 bis 11/2012 12/2012 bis 06/2013 8 Einige Punkte mit identischem Intraday- und Ausgleichsenergiepreis erkennbar Ansonsten keine wesentlichen Veränderungen der Verteilung Kosten der Prognosefehler Aufgrund der EEG-Direktvermarktung seit 2012 umfassen die Daten des EEGBilanzkreises nur noch einen Teil der erneuerbaren Anlagen Daten aus 2011 sind aussagekräftiger für die gesamten entstehenden Kosten Weitere dargestellte Auswertungen zeigen das Jahr 2011 9 Kosten der Prognosefehler Positive/negative Ausgleichsaktivitäten: 4.000 Fehlerenergie in GWh 2.000 0 Intradayhandel -2.000 -4.000 -6.000 -8.000 Bilanzkreisausgleich Kosten für Fehlerausgleich in Mio. € 250 200 150 100 50 0 -50 Intradayhandel Bilanzkreisausgleich -100 -150 -200 -250 -300 Deutlich mehr Verkauf als Einkauf im Intradayhandel, Kostenbilanz allerdings fast ausgeglichen Weniger positive als negative Ausgleichsenergie benötigt, diese verursacht dabei aber wesentlich höhere Kosten 10 Kosten der Prognosefehler Einfluss von Prognosefehlern der Erneuerbaren auf Ausgleichsenergiepreis Intradaypreis Zusammenhang zwischen prognosebedingter Nachfrage und Preis in beiden Fällen deutlich erkennbar Mittlerer Preis in €/MWh 11 Bezogen auf die jeweils vermarktete oder bezogene Menge ergibt sich der mittlere Preis am entsprechenden Markt Mittlerer EEX-Preis 2011 51,12 Day-ahead-Vermarktung 50,07 Intraday-Verkauf 43,85 Intraday-Einkauf 58,48 Bilanzkreisüberspeisung 15,18 Bilanzkreisunterspeisung 59,61 Kosten der Prognosefehler 2011 Energie/GWh 2012 Erlöse/Kosten in Mio. € Energie in GWh Erlöse/Kosten in Mio. € Vollständige Day-ahead-Vermarktung (fiktiv) 67.920 3.390 76.073 3.030 Day-ahead-Vermarktung der Prognose 64.704 3.240 75.593 3.025 Intraday-Korrektur des erkannten Fehlers 2.126 42 -604 -73 Ausgleichsenergie für verbleibenden Fehler 1.090 -96 1.084 -4 67.920 3.186 76.073 2.948 Summe Vermarktung (real) Differenz zur vollständigen Day-ahead-Vermarktung -204 Veränderungen durch Direktvermarktung ab 2012 erkennbar: Wesentlich weniger Intradayhandel der ÜNBs Deutlich niedrigere Ausgleichsenergiekosten (Ausgleichsenergiepreis nicht mehr hauptsächlich durch EEG-Bilanzkreis beeinflusst) Dadurch deutlich niedrigere Gesamtkosten 12 Kosten für Fehlprognosen entstehen dafür vermutlich beim Direktvermarkter -82 Merit Order Effekt 180 Kernenergie 160 Braunkohle Steinkohle Grenzkosten in €/MWh 140 Angebotskurve auf Basis von Stromangebot (Grenzkostenkurve) Stromnachfrage Grenzkosten GuD Gasturbinen 120 Heizöl 100 80 Näherungsweise linearer 60 Zusammenhang zwischen 40 20 Residuallast und EEX-Day- ©FfE 502.13_632 0 0 10 20 30 40 Last in GW 50 60 70 Ahead-Preis Eine zusätzliche Windstromeinspeisung führt bei einer kurzfristigen Betrachtung im Mittel zu niedrigeren Preisen 13 Merit Order Effekt Zunehmende Day-Ahead-Vermarktung mit sinkenden Grenzerlösen Es gibt Situationen, in denen ein „Mehr“ an verkauftem Windstrom ein „Weniger“ an Einnahmen bedeutet 1,2 30 GW o. Wind 50 GW o. Wind 70 GW o. Wind Day-Ahead Erlöse in Mio. € 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 -0,2 -0,4 -0,6 502.13_687 0 14 5 10 15 mittlere Windstromeinspeiseleistung in GW 20 Kosten unter Berücksichtigung des Merit-Order-Effekts Ohne Merit-Order-Effekt Mit Merit-Order-Effekt Erlöse und Kosten in Mio. € Erlöse und Kosten in Mio. € Vollständige Day-ahead-Vermarktung (fiktiv) 3.390 3.309 Day-ahead-Vermarktung der Prognose 3.240 3.240 42 42 -96 -96 3.186 3.186 204 123 Intraday-Korrektur des erkannten Fehlers Ausgleichsenergie für verbleibenden Fehler Summe Vermarktung (real) Differenz zur vollständigen Day-ahead-Vermarktung Bei Berücksichtigung des Merit-Order-Effekts sinken die durch Fehlprognosen verursachten Kosten deutlich von 204 Mio. € auf 123 Mio. € Vernachlässigung dieses Effekts führt zu falschen Ergebnissen 15 Zusammenfassung 16 Prognosen der Einspeisung aus Wind und PV weichen von realen Werten ab Die Kosten von Fehlprognosen ergeben sich allein aus Preisdifferenzen im Vergleich zum Day-Ahead Markt beim Ausgleich der Prognosefehler im IntradayMarkt und für Ausgleichsenergie Die Auswertung der EEG-Bilanzkreise zeigt, dass bei den Ausgleichsaktivitäten im Mittel bei einem Verkauf (oder Überspeisung) ein kleinerer Preis erzielt wird als bei einer Day-Ahead-Vermarktung und bei einem Kauf (oder Unterspeisung) ein höherer Preis bezahlt werden muss als zuvor bei der Day-AheadVermarktung erwirtschaftet wurde Ein Ausgleich des „erkannten Fehlers“ im Intraday-Handel ist günstiger als der Ausgleich des „verbleibenden Fehlers“ als Ausgleichsenergie Zusätzliche Berücksichtigung des Merit-Order-Effekts notwendig Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ansprechpartner: Dr.-Ing. Serafin von Roon +49 (89) 158121-0 [email protected] Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH Am Blütenanger 71 80995 München www.ffegmbh.de 17
