Marktszenarien für eine erfolgreiche und nachhaltige Energiewende. Prof. Dr. Thomas Bruckner

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1 Marktszenarien für eine erfolgreiche und nachhaltige Energiewende 11. Fachgespräch: Energieversorgungssysteme der Zukunft Leipzig Prof. Dr. Thomas Bruckner Diana Böttger Vattenfall Europe Professur für Energiemanagement und Nachhaltigkeit Institut für Infrastruktur und Ressourcenmanagement - IIRM Universität Leipzig Prof. Dr. Thomas Bruckner 1

2 Agenda Motivation Modellierung Spotmärkte Modellierung Regelenergiemärkte Anwendungsbeispiele Prof. Dr. Thomas Bruckner 6

3 Agenda Motivation Modellierung Spotmärkte Modellierung Regelenergiemärkte Anwendungsbeispiele Prof. Dr. Thomas Bruckner 7

4 Motivation: Anwendungen von Strompreisprognosen Kurzfristig: Handelsstrategien Kraftwerkseinsatzplanung Speicherbewirtschaftung Langfristig: Portfoliomanagement: Bepreisung von Verträgen Investitionsentscheidungen Quelle. EEX, Leipzig Quelle. SWL, Leipzig Prof. Dr. Thomas Bruckner 9

5 Day-ahead Stromspotpreis [ /MWh] Beispiel: Strompreise an der EEX vom März Stunden im März 2014 Quelle: EEX Prof. Dr. Thomas Bruckner 10

6 Agenda Motivation Modellierung Spotmärkte Modellierung Regelenergiemärkte Anwendungsbeispiele Prof. Dr. Thomas Bruckner 11

7 Stromerzeugungskosten (kurzfristige Grenzkosten) Typ Dampfkraftwerk GuD-Kraftwerk Dampfkraftwerk Kernkraftwerk Brennstoff Steinkohle Erdgas Braunkohle Uran Wirkungsgrad % 46 % 58 % 44 % 36 % Brennstoffpreis /MWh fuel 8,00 26,6 4,00 3,50 Brennstoffkosten /MWh el 17,39 45,86 9,09 9,72 Spez. CO 2 -Emissionen t CO 2 /MWh fuel 0,34 0,19 0,39 0,00 Spez. CO 2 -Emissionen t CO 2 /MWh el 0,74 0,33 0,89 0,00 CO 2 -Zertifikatspreis /t CO 2 5,12 5,12 5,12 5,12 CO 2 -Kosten /MWh el 3,78 1,68 4,54 0,00 Variable Erzeugungskosten /MWh el 21,18 47,54 13,63 9,72 Brennstoffkosten und CO 2 -Zertifikatspreise des Jahres Prof. Dr. Thomas Bruckner 13

8 Merit Order und Preisbildung am Spotmarkt Kurzfristige Grenzkosten, Preis Preisunelastische Nachfrage Preis Merit Order Deckungsbeiträge EE KKW BK SK GuD GT Leistung Prof. Dr. Thomas Bruckner 14

9 Strompreis [ /MWh] Strommarktmodellierung 180 Merit Order Stündlich aufgelöste Spotmarktpreise (September) Akkumulierte Kraftwerkskapazität [MW] Stündlich aufgelöster Strombedarf Deutschlands Prof. Dr. Thomas Bruckner 16

10 Determinanten für Strompreise Angebot CO 2 -Preis Gaspreis Ölpreis Kohlepreis Uranpreis Solarstrahlung Wind Windkraftanlage Photovoltaikanlage Thermische Kraftwerke Revisionen Niederschlag Temperatur Speicher- & Laufwasserkraftwerke Klimaanlagen/ Elektroheizung Strompreis Beleuchtung Kraftwerke/ Netze Beleuchtung/ Verbraucherverhalten Technische Defekte Feiertage Ferien Austauschsaldo Nachfrage Wolken Tageszeit Quelle: Eigene Darstellung nach RWE 2007 Prof. Dr. Thomas Bruckner 18

11 Kurzfristpreisprognose von Stromspotpreisen Einflussgrößen: Aktuelle Kraftwerksverfügbarkeiten Aktuelle Preise für Brennstoffe und CO 2 -Emissionszertifikate Wetterprognose: Einspeisung aus PV und Windkraftanlagen Prognose für Stromnachfrage Verpflichtungen auf Regelenergiemärkten Stromaustausch mit Ausland (Market coupling) Üblicher Lösungsansatz: Lineare Regression Quelle. EEX, Leipzig Basierend auf Tageszeit/Wochentag/Ferienzeit, Winddaten, Solardaten, Temperaturdaten Prof. Dr. Thomas Bruckner 23

12 Langfristpreisprognose mittels Fundamentalmodell Durchschnittliche Kraftwerksverfügbarkeiten Preisprognosen für Brennstoffe und CO 2 -Zertifikate Entwicklung des konventionellen Kraftwerkparks Ausbau von erneuerbaren Energien Einspeisezeitreihen für Wind- und Photovoltaikstrom Prognose für Stromnachfrage Bevölkerungsentwicklung und Wirtschaftsentwicklung Energieeffizienz Elektromobilität Quelle. SWL, Leipzig Prof. Dr. Thomas Bruckner 26

13 Quelle: IIRM, 2014 Erdgaspreis in EUR 2013 /MWh CO 2 -Preis in EUR 2014 /t Mögliche Entwicklung der Brennstoff- und CO 2 -Preise Netzentwicklungsplan 2013 World Energy Outlook 2013 (Current policies scenario) World Energy Outlook 2013 (New policies scenario) World Energy Outlook 2013 (450 scenario) EEX-Terminmarkt ( ) Netzentwicklungsplan 2013 World Energy Outlook 2013 (Current policies scenario) World Energy Outlook 2013 (New policies scenario) World Energy Outlook 2013 (450 scenario) EEX-Terminmarkt ( ) Prof. Dr. Thomas Bruckner 27

14 Ausbau der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung Quelle: Nitsch et al., 2012 Prof. Dr. Thomas Bruckner 28

15 Umbau der konventionellen Energieversorgung Quelle: BDEW, 2014 Prof. Dr. Thomas Bruckner 30

16 Strommarktmodell MICOES-Europe der Universität Leipzig Modellannahmen Stromnachfrage (8760 h) für jedes Land Installierte Kraftwerkskapazität (blockscharf) - Technische Parameter - Wirtschaftl. Parameter - Brennstoff- und CO 2 -Preise Kostenminimierung Gemischt-ganzzahlige Optimierung Modellierung in GAMS Spotmarkt Ergebnisse Spotmarktpreise Je Kraftwerk: - Stündliches Betriebsprofil - CO 2 -Emissionen - Deckungsbeiträge Erneuerbare Energien und dezentrale Erzeugung Regelleistungsbedarf für jedes Land Regelleistungsmarkt Leistungspreise Reservevorhaltung je Kraftwerk MICOES = Mixed Integer Cost Optimization of Energy Systems Quelle: Uni Leipzig IIRM Prof. Dr. Thomas Bruckner 32

17 Einordnung von MICOES in den Strommarkt Strommärkte Terminmarkt Spotmarkt Regelenergiemarkt Jahre Day-ahead Primärreserve Monate Wochen Intraday Sekundärreserve Minutenreserve In MICOES abgebildet Prof. Dr. Thomas Bruckner 33

18 MICOES-Europe: Berücksichtigte Länder Prof. Dr. Thomas Bruckner 34

19 Modellvalidierung für Jahr 2012: Deutschland [ /MWh] Börsenpreis Modellergebnis Base (Mittelwert aller Stunden) 42,69 43,31 Peak (Nur Werktag 8-20 Uhr) 53,42 54,67 Offpeak (alles außer Peak) 36,75 37,03 Korrelation zwischen beiden Zeitreihen: 0,782 Prof. Dr. Thomas Bruckner 39

20 [ /MWh] Exemplarische Modellergebnisse von MICOES 80 Jahresdurchschnitt Zeit [Stunden der Woche] Quelle: Uni Leipzig IIRM, 2014 Prof. Dr. Thomas Bruckner 40

21 Agenda Motivation Modellierung Spotmärkte Modellierung Regelenergiemärkte Anwendungsbeispiele Prof. Dr. Thomas Bruckner 47

22 Marktabwicklung - Kosten für Regelenergie Marktergebnis Endkosten Regelenergiebedarf (Nachfrage) pay-as-bid Auktion Leistungspreise Primärreserve Sekundärreserve Minutenreserve Netznutzungsentgelt (Verbraucher) ermittelt von ÜNBs Kraftwerksleistung (Angebote) Arbeitspreise Sekundärreserve Minutenreserve + Abruf Ausgleichsenergie-preis (Verursacher) Regelenergiemarkt ÜNB: Übertragungsnetzbetreiber Quelle: eigene Darstellung basierend auf regelleistung.net und StromNZV Prof. Dr. Thomas Bruckner 49

23 MRL SRL PRL Marktdesign - Eintrittsbarrieren Die Wettbewerbsintensität hat in der Vergangenheit stark zugenommen früher pay-as-bid-pricing heute Länge der Zeitscheibe Mindestlosgröße Anzahl Anbieter Länge der Zeitscheibe Mindestlosgröße Anzahl Anbieter Monat 5 MW 5 Woche 1 MW 20 Monat 10 MW 5 Woche 5 MW 25 Tag 15 MW 23 Tag 5 MW 38 Quelle: BNetzA 2009, regelleistung.net 2014 Prof. Dr. Thomas Bruckner 50

24 Kapazitätsbedarf Trotz erneuerbarer Energien sind die nachgefragten Mengen in der Vergangenheit gesunken. Besonders betroffen ist die positive Reserve. Quelle: Hirth und Ziegenhagen 2013 Prof. Dr. Thomas Bruckner 51

25 Leistungspreise Die Preise auf den Regelenergiemärkten schwanken zunehmend. Alle Reservearten vereinheitlicht Ausschließlich Sekundärreserve Quelle: Hirth und Ziegenhagen 2013 Prof. Dr. Thomas Bruckner 52

26 Zukunft des Regelenergiemarktes Regelleistungsnachfrage: Steigender Bedarf durch Zubau fluktuierender EE? Quelle: Ziegenhagen 2013 Prof. Dr. Thomas Bruckner 56

27 Methodik: Opportunitätskostenansatz Grundlegende Idee: Kraftwerksbetreiber hat zwei Möglichkeiten A.) Handel am Spotmarkt oder B.) Handel am Spotmarkt und am Regelenergiemarkt Mögliche Spotmarkterlöse stellen die Referenz dar. Die bedeutet, dass ein Kraftwerksbetreiber seine Leistungspreise am Regelenergiemarkt entsprechend des Verlustes bestimmt, der auftritt, wenn durch die Verpflichtung am Regelenergiemarkt vom optimalen Spotmarktfahrplan abgewichen werden muss. Prof. Dr. Thomas Bruckner 57

28 Allgemeiner Modellablauf 1.) Europäisches Strommarktmodell liefert: Stündliche Spotmarktpreise Stündliche Erzeugung einzelner Kraftwerke für den Spotmarkt Stündliche Leistungsvorhaltung einzelner Kraftwerke Stündliche Erlöse R1 jedes Kraftwerks werden berechnet. 2.) Separate Berechnung ergibt stündliche Erzeugung P Spot (t) jedes Kraftwerks für optimalen Spotmarkteinsatz Maximiere sum_t [P Spot (t)*(spotpreis(t)-grenzkosten(t)) Startkosten] Stündliche Erlöse R2 jedes Kraftwerks werden berechnet. 3.) Differenz zwischen R1 und R2 ergibt Leistungspreise am Regelenergiemarkt. Prof. Dr. Thomas Bruckner 60

29 Agenda Motivation Modellierung Spotmärkte Modellierung Regelenergiemärkte Anwendungsbeispiele Prof. Dr. Thomas Bruckner 61

30 Speichereinsatz Quelle: Vattenfall Europe Prof. Dr. Thomas Bruckner 62

31 Strompreis [ /MWh] Kosten, Preis (Euro / MWh) Rückwirkung auf die Spotmarktpreise Der Einsatz von Speichern und/oder Demand Response Maßnahmen führt dazu, dass Strom bei niedrigen Preisen bezogen und gegebenenfalls bei hohen Preisen abgegeben wird. Hierdurch kommt es zu einer Glättung der Restnachfrage, die vom übergeordneten Kraftwerkspark zu decken ist. Eine geringere Variabilität der Restnachfrage bedingt eine Abnahme der Preisunterschiede im Spotmarkt. Sinkende Unterschiede der Spotmarktpreise verschlechtern die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von Speichern sowie die der Anwendung von Demand Response Maßnahmen. Nachfrage Angebot Differenz wird kleiner * p Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas Öl erneuerbare Energien gleichgewichtige Menge Arbeit (MWh) Quelle: IIRM, Uni Leipzig, 2011 Prof. Dr. Thomas Bruckner 63

32 Last [GW] GW Marktchancen für Speicheranwendungen Residuallast und Variation der Speichergröße Residuallast 2030 (Energiekonzept) Stunden/ Typwoche GWh 40 GWh Lastdifferenz 2030 Wochentag Wochenende Ohne 10 GWh 40 GWh Quelle: IIRM, Uni Leipzig, 2011 Prof. Dr. Thomas Bruckner 64

33 EUR je MWh Marktchancen für Speicheranwendungen Spotpreise und Variation der Speichergröße Spotpreisdifferenz Wochentag Wochenende Ohne 10 GWh 40 GWh Kraftwerkspark und Ausbau EE nach Energiekonzept Konstante Stromnachfrage / Mäßiger Anstieg der Inputpreise Quelle: IIRM, Uni Leipzig, 2011 Prof. Dr. Thomas Bruckner 65

34 Power-to-Heat (P2H) Weiterer Anstieg der Erzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien bei gleichzeitig geringen Lasten erfordert flexible Speichermöglichkeit, z.b. in Form von Wärme (Power-to-Heat). Übertragungsnetz der 50Hertz Transmission GmbH Quelle: 50Hertz 50Hertz Ausblick bis 2020 Verdopplung der Leistung der Onshore-Anlagen im Vgl. zu 2010 Windkraft die dominierende Energiequelle (64 % an der installierten EE-Leistung) Jährliches Wachstum bei PV von 25 % Bilanzieller EE-Anteil an Stromnachfrage 72 % Unter geeigneten Bedingungen kann die gesamte Nachfrage in der Regelzone durch Windenergie- und PV-Anlagen gedeckt werden. Netzausbau als Flaschenhals Prof. Dr. Thomas Bruckner 66

35 Installierte Leistung [GW] Situation in den neuen Bundesländern Erneuerbare Energien in der 50Hertz Regelzone Lastdauerlinien 50Hertz EE-Anteil an der Nachfrage % 48% 11,3 0,3 1,3 1,2 0, Max. Nettolast 72% 0, Wind PV Biomasse Andere Quelle: 50Hertz Quelle: Eigene Berechungen Prof. Dr. Thomas Bruckner 67

36 Min (Res.Last; Wärmebed.) [GWel] Technisches Potenzial von P2H-Anlagen auf der Nachfrageseite 2014 Negative Residuallasten können den Wärmebedarf übersteigen und umgekehrt. Technisches Potenzial in jeder Stunde des Jahres: Minimum aus Stromüberschuss und Fernwärmebedarf ,5 TWh 5,9 TWh Stunden bei neg. Residuallast Quelle: eigene Berechnungen, IIRM, Universität Leipzig, 2012 Prof. Dr. Thomas Bruckner 68

37 Spezifischer Deckungsbeitrag [ /(kw a)] Modellergebnisse Amortisationszeiten bei Einsatz im Regelenergiemarkt Leistung [MW th ] Ökonomische Lebensdauer der P2H-Systeme: 10 Jahre Leistungskosten berechnet für WACC = 7 % 2,5 5 7, Leistungskosten [ /(kw a)] 103,07 56,87 41,69 34,19 20,16 11, ,9 3,0 40 7,7 5,1 2,1 1,3 60 6,2 3,5 2,6 1,3 0, ,9 3,5 2,2 1,8 0,9 0, ,6 2,5 1,7 1,3 0,7 0, ,9 1,9 1,3 1,1 0,6 0, ,6 1,5 1,1 0,9 0,5 0, ,9 1,3 0,9 0,8 0,4 0, ,4 1,1 0,8 0,7 0,4 0, ,0 1,0 0,7 0,6 0,3 0,2 Amortisationszeit in Jahren Hohe Profitabilität durch Vorhaltung negativer Regelleistung kann zu extrem kurzen Amortisationszeiten führen Prof. Dr. Thomas Bruckner 70

38 Kontakt Prof. Dr. Thomas Bruckner Vattenfall Europe Professur für Energiemanagement und Nachhaltigkeit Wirtschaftswissenschaftliche Fakultät Universität Leipzig Grimmaische Str. 12 D Leipzig Tel.: 0341/ Dipl.-Wirtsch.-Math. Diana Böttger Tel.: 0341/ Prof. Dr. Thomas Bruckner 73