Kosten durch Fehlprognosen. Serafin von Roon Energiewetterkonferenz Berlin, 17. September 2013

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1 Kosten durch Fehlprognosen Serafin von Roon Energiewetterkonferenz Berlin, 17. September

2 Agenda Einleitung Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien Größe der Prognosefehler Ausgleichsenergiepreise Kosten der Prognosefehler Merit-Order-Effekt Fazit 2

3 Vermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energien Beispieltag: 17. September 2012 Bis Vortag 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 3

4 Größe der Prognosefehler Prognosefehler in Viertelstundenauflösung 2012: Wind PV Gesamt 4

5 Größe der Prognosefehler Vergleich der letzten beiden Jahre: Installierte Leistung (Jahresende) 53,5 GW 63,7 GW Mittlere Einspeisung MW MW Summe positiver Fehler GWh GWh Summe negativer Fehler GWh GWh Maximaler positiver Fehler MW MW Maximaler negativer Fehler MW MW Mittlerer Fehler -58 MW -203 MW Standardabweichung MW MW RMSE MW MW Prognosefehler = (Day-Ahead Prognose) (Ist-Einspeisung) Day-Ahead Prognose im Mittel zu gering 5

6 Größe der Prognosefehler Abweichungen der ID-Prognose von der DA-Prognose (erkannter Fehler) Realeinspeisung von der ID-Prognose (verbleibender Fehler) 2012 DA-ID ID-Real Summe positiver Fehler GWh GWh Summe negativer Fehler GWh GWh Mittlerer Fehler -192 MW -12 MW 6

7 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

8 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 bis 06/ Einige Punkte mit identischem Intraday- und Ausgleichsenergiepreis erkennbar Ansonsten keine wesentlichen Veränderungen der Verteilung

9 Kosten der Prognosefehler Aufgrund der EEG-Direktvermarktung seit 2012 umfassen die Daten des EEG- Bilanzkreises nur noch einen Teil der erneuerbaren Anlagen 9 Daten aus 2011 sind aussagekräftiger für die gesamten entstehenden Kosten Weitere dargestellte Auswertungen zeigen das Jahr 2011

10 Fehlerenergie in GWh Kosten für Fehlerausgleich in Mio. Kosten der Prognosefehler Positive/negative Ausgleichsaktivitäten: Intradayhandel Bilanzkreisausgleich Intradayhandel Bilanzkreisausgleich 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

11 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 ,12 Day-ahead-Vermarktung 50,07 Intraday-Verkauf 43,85 Intraday-Einkauf 58,48 Bilanzkreisüberspeisung 15,18 Bilanzkreisunterspeisung 59,61

12 Kosten der Prognosefehler Energie/GWh Erlöse/Kosten in Mio. Energie in GWh Erlöse/Kosten in Mio. Vollständige Day-ahead-Vermarktung (fiktiv) Day-ahead-Vermarktung der Prognose Intraday-Korrektur des erkannten Fehlers Ausgleichsenergie für verbleibenden Fehler Summe Vermarktung (real) Differenz zur vollständigen Day-ahead-Vermarktung 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 Kosten für Fehlprognosen entstehen dafür vermutlich beim Direktvermarkter 12

13 Grenzkosten in /MWh Merit Order Effekt Kernenergie Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbinen Heizöl Stromangebot (Grenzkostenkurve) Stromnachfrage Angebotskurve auf Basis von Grenzkosten Last in GW FfE _632 Näherungsweise linearer Zusammenhang zwischen Residuallast und EEX-Day- Ahead-Preis Eine zusätzliche Windstromeinspeisung führt bei einer kurzfristigen Betrachtung im Mittel zu niedrigeren Preisen 13

14 Day-Ahead Erlöse in Mio. 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 1,0 0,8 30 GW o. Wind 50 GW o. Wind 70 GW o. Wind 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4 14-0, _ mittlere Windstromeinspeiseleistung in GW

15 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) Day-ahead-Vermarktung der Prognose 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

16 Zusammenfassung 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 Intraday- Markt 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-Ahead- Vermarktung 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 16

17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ansprechpartner: Dr.-Ing. Serafin von Roon +49 (89) Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh Am Blütenanger München 17

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