Präsentation - EEG, TU-Wien
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10. Internationale Energiewirtschaftstagung, TU Wien, 15.2.2017 Klimaziele 2050: Chance für einen Paradigmenwechsel? Rolle der Regionalmärkte in der gesamten Versorgungsgemeinschaft Karsten Neuhoff Abteilung Klimapolitik DIW Berlin / TU Berlin 1 Neue Anforderungen für das Stromsystem Fernwärme sonstiges Kohle Mineralöl Erdgas Andere EE Strom EE Strom (ohne EE) Haushalte Gewerbe, Handel, Dienstleistung Bergbau und verarbeitendes Gewerbe Verkehr Basierend auf: AG Energiebilanzen (2016) 2 Regionale Märkte als Grundprinzip Viele Produkte werden lokal produziert und gehandelt und zugleich Überschuss in andere Regionen exportiert / Bedarf wird importiert. Analog kann Strombörse Handel zum regionalen Preis ermöglichen, und zugleich das Netz für überregionalem Austausch nutzen. • Regionalen Bezug zu Menschen/Netzstrukturen/Akteure • Energiewende wird greifbarer (Strom von nebenan) • Verlässliche Information für TSO (wo wird erzeugt/verbraucht) • Erleichtert Koordination von Akteuren in allen Sektoren 3 Grundlage für funktionierende Kurzzeitmärkte Geeignete Plattform (Geld statt Tauschhandel) • Erfolgreicher Handel im Spot Markt (Vortag) dank Auktionen • Drei Ansätzen zum Handel zwischen Preiszonen erprobt: 1. Übertragungsrechte vererbt / frei vergeben (--) 2. Übertragungsrechte auktioniert (-) 3. Implizite Auktionen die Netz berücksichtigen (+) • Winterpaket 2016 sieht auch Auktionen im Intraday Markt vor Order book depth on the 15min continuous intraday market Aggregated supply and demand in early 2015 auctions Source: Intraday Markets for Power: Discretizing the Continuous Trading? (2016) Karsten Neuhoff, Nolan Ritter, Aymen Salah-Abou-El-Enien, Philippe Vassilopoulos, DIW / Cambridge discussion paper 4 Ausgestaltung von Kurzzeitmärkte (Spot, Intraday, Balancing) • Teilnahme auf Auktionsplattform soll/kann für alle attraktiv sein • Wichtiges Element Produktdefinition (siehe Urmeter) • Alle Akteure sollen ihre Fähigkeiten einbringen können • Regulatorische Aufgabe um Marktzugang sicher zu stellen • Anforderung an Produktdefinition im Winterpaket • Wer nicht teilnehmen möchte, kann auch Fahrpläne anmelden • Übernimmt dann Kosten/Erlöse entsprechend Differenz lokaler Preise • Kann sich dagegen mit finanziellen Übertragungsverträgen absichern • Vorhandene Flexibilität anbieten (=teilnehmen) bleibt vorteilhaft 5 Regionale Märkte brauchen keine Grenzen: Die meisten Netzengpässe liegen innerhalb von Ländern 50 ° N 40 ° N 10 ° W ° 30 E 0° 10° E ° 20 E Source: Neuhoff, Barquin, Bialek, Boyd, Dent, Echavarren, Grau, von Hirschhausen, Hobbs, Kunz, Nabe, Papaefthymiou, Weber and Weigt (2013): Renewable Electric Energy Integration: 6 Quantifying the Value of Design of Markets for International Transmission Capacity. Energy Economics. Karsten Neuhoff, 29.3.2012 6 Es gibt keine klaren Grenzen im Stromsystem Nodal Prices: Voltage Levels >= 220kV - No wind Bei keiner Windproduktion 50 ° N 40 ° N 10 ° W ° 30 E 0° 10 28 ° 20 E 10° E 46 64 82 100 Wert von Strom bei Annahme lokaler Märkte Source: Neuhoff, Barquin, Bialek, Boyd, Dent, Echavarren, Grau, von Hirschhausen, Hobbs, Kunz, Nabe, Papaefthymiou, Weber and Weigt (2013): Renewable Electric Energy Integration: Quantifying the Value of Design of Markets for International Transmission Capacity. Energy Economics. 7 … und die Grenzen ändern sich mit Erzeugungsmuster (und Nachfrage, Flexibilität und Netzausbau) Nodal Prices: Voltage Levels >= 220kV - Max wind Bei maximaler Windproduktion • Definition von Grenzen emotional, politisch, und unsicher • Lokale Preise ohne „harte“ Preisgrenzen 50 ° N 40 ° N 10 ° W ° 30 E 0° 10 28 ° 20 E 10° E 46 64 82 100 Wert von Strom bei Annahme lokaler Märkte Source: Neuhoff, Barquin, Bialek, Boyd, Dent, Echavarren, Grau, von Hirschhausen, Hobbs, Kunz, Nabe, Papaefthymiou, Weber and Weigt (2013): Renewable Electric Energy Integration: Quantifying the Value of Design of Markets for International Transmission Capacity. Energy Economics. 8 Lokale Preise reduzieren Marktmacht • Anreize zur Ausnutzung von Engpässen um von Redispatch zu profitieren werden vermieden (sogenanntes Inc-Dec Game) • Flexible Zuordnung der Übertragungskapazität mindert Marktmacht (Bei höherem lokalen Preis wird mehr Übertragungskapazität für Importe „zugewiesen“. Das steigert Elastizität der Net-Nachfrage) • Allerdings verbleibt manche durch Netzengpässe bedingte Marktmacht, ist allerdings für Regulator einfacher zu handhaben Source: K. Neuhoff (2003) Integrating transmission and energy markets mitigates market power, Cambridge Department of Applied Economics working paper; 0317. 9 Rahmenbedingungen für längerfristigen Handel (bilateral / über wetteberbliche Plattformen) • Marktteilnehmer schlagen Trading Hubs vor • Neue Hubs können immer ergänzend eingeführt werden • Referenzpreis aus Auktionen • day-ahead, intraday, balancing, • durchschnitt der lokalen Preise • Funktioniert im Gasmarkt -> • Gute Erfahrung z.B. PJM • Handelsvolumen Terminverträge • bis 1 Jahr: 4-5 mal Bedarf • 3 Jahre: 2 mal Bedarf • Finanzielle Übertragungsverträge (FTRs) • zur Absicherung des Basisrisikos (Hub versus lokaler Preis) • zum Handel zwischen Hubs 10 Änderung der Bepreisung hat Verteilungseffekte Übergangsregelung A: Zuteilung von FTRs an Erzeugung und Nachfrage Änderung der Marge (Euro/MWh) bei Einführung lokaler Preise Übergrangsregelung B: Für private Endkunden Preise vereinheitlichen (z.B.Hub Preis) 11 Kunz,F., Neuhoff, K., Rosellón,J. 2014. FTR Allocations to Ease Transition to Nodal Pricing: An Application to the German Power System. DIW Discussion Papers 1418. S. 27. 11 Implikationen für Wind/Solar • Bsp. USA: Auktionierte Feed-in Tarife (PPA) mit Stromabnahme am Standort der Turbine reduziert Risiko/Finanzierungskosten • Was passiert bei fallenden Strompreisen an Windstandorten? • Effekt geringer als bei Zonen dank effektiver Netznutzung • Marktprämie steigt parallel zu Erlösen von Engpassmanagement • Beide Effekte zusammen = keine Mehrkosten für Endkunden • EEG Umlage (ungeeigneter) Indikator: FTR Zuteilung an EEG • Integration EE insgesamt billiger dank effizienterem Systembetrieb • Neuer Rahmen für „Priority Dispatch“ • Transparente Entscheidung statt Netz/Systemsicherheit • Kriterium: Preis ab dem Wind/Solar nichtmehr produziert 12 Lokale Preise führen zu sichererem Netzbetrieb • Lokale Preise berücksichtigen Netzsituation • Geben Anreize für verlässliche Nominierung von Erzeugung / Nachfrage • Stellen sicher, das Marktlösung auch kompatibel mit Netzkapazität ist • Sonst fallende Systemsicherheit mit Redispatchumfang Redispatch in Prozent des Stromverbrauchs 6500 6000 5500 • redispatch potential exhausted in the whole TSC area at the level of 6 GW (even Dutch plants used for up regulation), • 50HzT/PSE profile not n-1 secure for 4 hours, • any tripping there would lead to cascade ending with a Continental wide split as on November 4th, 2006 with consequences difficult to estimate 5000 4500 N-1 violation (alert state) [MWh] MRA exhaustion on September 15th, 2015 – worst ever case so far 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 14.09. bilateral redispatching (XBR) 15.09. 16.09. multilateral redispatching (MRA) 17.09. 14 13 Lokale Preise ermöglichen effizientere Netznutzung • EU Studie: 0.8-2 Mrd. Euro jährliche Einsparung Brennstoff+CO2 durch bessere Netznutzung • Auswertung der Integration von AEP / Dayton / ComEd in den PJM Markt: • Bilateraler Handel 40% der Effizienzgewinne eines Marktes mit lokalen Preisen • Inkrementeller Nutzen $180 Mio./Jahr 15 Source: (1) Neuhoff K., Barquin J., Bialek J, Boyd R, Dent C., Echavarren F., Grau T., von Hirschhausen C., Hobbs B., Kunz F., Nabe C., Papaefthymiou G., Weber C., Weigt H., 2013, Renewable Electric Energy Integration: Quantifying the Value of Design of Markets for International Transmission Capacity, Energy Economics . 40, p. 760-772 (2) Erin T. Mansur and Matthew W. White, “Market Organization and Efficiency in Electricity Markets,” March 31, 2009, Figure 2,pg 50, discussion draft, (erhältlich unter http://bpp.wharton.upenn.edu/mawhite/ ). (basierend auf Präsentation von Andy Ott, PJM) 14 Mit lokalen Preisen können alle Akteure zu Netzsicherheit beitragen Betrieb: • Vielleicht nicht so wichtig für große Kraftwerke – wir steuern sie in Deutschland auf Vertrags/Kostenbasis zentral (Re-dispatch) • Bei dezentralen Akteuren (Speicher, Flexibilität) ist Preissignal wichtig • Aggregatoren brauchen klare Schnittstelle für Geschäftsmodel (Fr) • Batterien erfordern Konsistenz Day-Head, Intraday, Regelenergie (Re-) Investition • Ohne lokale Preise (und insbesondere mit marktbasiertem redispatch) Fehlanreize für Re-Investition / Schließung von Anlagen • Aber, lokale Preise nicht notwendigerweise ausreichendes Signal • Sicherheitsmargen, Stückigkeit, historisches Netz • Preismuster werden sich mit Last/Erzeugung/Netzstruktur ändern 15 Kosten-Nutzen Schätzungen der Einführung lokaler Preise • Vorteile (jeweils nur teilweise abgebildet): Einsparungen bei Re-dispatch, Systemdienstleistungen, verbessertem Wettbewerb, reduzierten Investitionen 16 Regionalmärkte für eine erfolgreiche Energiewende • Regionale Märkte beziehen alle Akteure ein: Endkunden, DSM, Dezentral • Wichtig: Auktionsplattform für Kurzzeithandel attraktive + Produktdesin • Regionale Preise reduzieren Marktmacht • Marktteilnehmer definieren Trading Hubs für Terminhandel vor • Internationale Erfahrung: Vergleichbare Liquidität zu Deutschland • Finanzielle Übertragungsverträge zur Absicherung + Kompensation • Integration wind/solar wird erleichtert – Zuordnung von FTRs wichtig • Regionale Preise für sicheren Netzbetrieb: verlässliche Flussinfo • Regionale Preise geben allen Anreize zur Systemsicherheit beizutragen • Regionale Preise ermöglichen effektivere Netznutzung & sparen Kosten • Klare Perspektive für (i) Handel (ii) Investition (iii) Innovation notwendig Regenerativwirtschaft im europäischen Verbund? DIW Berlin — Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e.V. Mohrenstraße 58, 10117 Berlin www.diw.de
