Einführung von Preiszonen in Deutschland Implikationen für die Integration des europäischen Strommarkts

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1 Implikationen für die Integration des europäischen Strommarkts Michael Bucksteeg Symposium Energiehandel 2022, 17./18. März 2015, Berlin

2 Quelle: Datenabfrage nach 13 Abs. 5 EnWG bei den ÜNB Motivation Verstärkung der Netzengpässe im deutschen Übertragungsnetz durch Lastferne Einspeisung aus Erneuerbaren Energien (insb. Wind) Verzögerter Netzausbau Kraftwerksneubauten vorwiegend in Norddeutschland Kraftwerksstilllegungen in Süddeutschland? 2

3 Agenda Motivation Alternativen des Marktdesigns für das Netzengpassmanagement Methodische Vorgehensweise Modellergebnisse Fazit 3

4 Alternativen des Marktdesigns für das Netzengpassmanagement Redispatch Manueller Eingriff ins Marktgeschehen um drohende Transportengpässe zu verhindern Market Splitting (Nodal/Zonal Pricing) Markt zerfällt entlang der Engpässe (zwischen Zonen bzw. Netzknoten) in mehrere Preiszonen Bsp.: Nordpool (fixe Zonen), PJM, NYISO oder CAISO Market Coupling Bewirtschaftung von Engpässen zwischen Märkten/Ländern verbesserte Ausnutzung vorhandener Transportkapazitäten im Vergleich zu separater Vergabe von Transportkapazitäten Bsp.: NWE Market Coupling Market Splitting und Market Coupling setzen Festlegung der Gebotszonen und der verfügbaren Transportkapazität (Net Transfer Capacity) voraus 4

5 Quelle Netzkarte: ENTSOE (2012) Netzengpassmanagement in Deutschland Redispatch: Behebung eines Netzengpasses durch manuelle Eingriffe in den Betrieb von Kraftwerken Beispiel: 500 MW Engpass zwischen Remptendorf und Redwitz Redispatch: Reduzierung der Erzeugung eines Kraftwerks bzw. Erhöhung des Verbrauchs vor dem Engpass (Negativer Redispatch) Erhöhung der Erzeugung eines Kraftwerks bzw. Reduzierung des Verbrauchs hinter dem Engpass (Positiver Redispatch) 5

6 Forschungsfragen 1) Redispatch Entwicklung eines geeigneten Modell-Ansatzes zur Bestimmung von Redispatch Zukünftige Entwicklung des Redispatchbedarfs Identifikation wesentlicher Treiber 2) Market Splitting Festlegung von Preiszonen Bestimmung der Handelskapazitäten (Net Transfer Capacity) zwischen den Preiszonen Auswirkungen von Market Splitting auf den verbleibenden Redispatchbedarf Ökonomische Auswirkungen Auswirkungen auf den europäischen Strommarkt 6

7 Modellrahmen 7

8 Modellbeschreibung Joint Market Model Zweistufiger Optimierungsansatz zur Modellierung von Prognosefehlern und Redispatch Berücksichtigung des Eintreffens neuer Informationen ( Wait-and-See -Entscheidungsstruktur) 8

9 Engpasshäufigkeiten 2010 bis

10 Engpasshäufigkeiten 2010 bis

11 Source regional model: TSO websites Netzengpasssituation 2015 und Verzögerter Netzausbau (3 Jahre), Kraftwerksneubauten vorwiegend in Norddeutschland und Kraftwerksstilllegungen in Süddeutschland verstärken Netzengpässe zwischen den südlichen Regionen Engpassmenge steigt von GWh (2015) auf GWh (2020) an 11

12 Source regional model: TSO websites Negativer und positiver Redispatch in 2020 Neg. RD Pos. RD Negativer Redispatch erfolgt vor allem in 50Hertz3 und 4 durch Braunkohlekraftwerke, in Amprion 2 durch Kohlekraftwerke Positiver Redispatch erfolgt insb. in Amprion 5 und TransnetBW 12

13 Source regional model: TSO websites Market Splitting 2 zentrale Herausforderungen 2 Zonen DE_N DE_S 1. Zonengrenze entlang der Hauptengpässe Einteilung in 2 Zonen: DE_N und DE_S 2. Ermittlung der Net Transfer Capacity: Maximales, kommerzielles Austauschprogramm zwischen zwei Marktgebieten Sensitivitätsanalyse mit Lastflussmodell NTC = MW TTC: Total Transfer Capacity BCE: Base Case Exchange ΔE: zusätzliche Austauschmenge 13

14 Source regional model: TSO websites Auswirkungen von Market Splitting auf Netzengpässe in 2020 Ohne Market Splitting Mit Market Splitting Reduzierung der Engpassmengen von GWh auf GWh (76 %) Vor allem Engpässe entlang der Zonengrenze werden bereits Day Ahead durch eine veränderte Kraftwerkseinsatzplanung gemindert 14

15 Source regional model: TSO websites Auswirkungen von Market Splitting auf Redispatchmengen in 2020 Ohne Market Splitting Mit Market Splitting Reduzierung des Redispatchbedarfs von auf GWh (-55 %) Behebung verbleibender Engpässe (auch innerhalb der Preiszonen) durch Braunkohlekraftwerke in 50Hertz3 und 4 15

16 CEH or GWh Auswirkungen von Market Splitting in ,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 Congestion Redispatch 0 reference scenario market splitting scenario reference scenario market splitting scenario reference scenario market splitting scenario CEH CEH GWh_congestion GWh_congestion GWh_redispatch GWh_redispatch DE_S DE_N DE_N/DE_S within zones DE_sum Reduzierung der Engpässe insb. entlang der Zonengrenze Intra-zonale Netzengpässe müssen weiterhin durch Redispatch behoben werden Effektivität von Market Splitting abhängig von Zonenzuschnitt und NTCs 16

17 Ökonomische Auswirkungen von Market Splitting in 2020 Einheit Ohne Market Splitting Mit Market Splitting Redispatch-Kosten Mio. /a 209,1 71,7 ( 66 %) Gesamtsystemkosten Mio. /a Day-Ahead- Preisdifferenz Änderung der Produzentenrente Änderung der Konsumentenrente DE_N DE_S /MWh 47,36 46,72 48,12 Mio. /a Mio. /a Gesamtwohlfahrtseffekt gering (Gesamtsystemkosten 39 Mio. /a), aber deutliche Umverteilungseffekte zwischen Konsumenten und Produzenten Minderung von Verteilungseffekten durch ex post Aggregation von zonalen Preisen Implikationen für Marktwert der Erneuerbaren 17

18 Stündliche Preisdifferenzen zwischen DE_N und DE_S in 2020 Differenzen zonaler Preise (Engpasskosten) zwischen 0,05 und 26,17 /MWh Anreize für Weiterbetrieb von Kraftwerken in DE_S 18

19 Auswirkungen von Market Splitting auf Nachbarländer in 2020 Umverteilungseffekte NL, Skandinavien: Verbunden mit DE_N Sinkende Preise durch Market Splitting Restl. Kontinentaleuropa: Verbunden mit DE_S Steigende Preise durch Market Splitting Market Splitting führt zu Reduzierung von ungeplanten Loop- und Transitflüssen insb. über PL, CZ und AT Verstärkter Import nach DE_S aus CZ, AT und FR 19

20 Fazit Redispatch Steigender Redispatchbedarf bis 2020 Verzögerter Netzausbau, ungleichmäßige geografische Verteilung von Kraftwerksneubauten und stilllegungen sowie Erneuerbarenzubau Market Splitting Reduzierung des Redispatchbedarfs und Versorgungssicherheitsrisikos Preisdifferenzen können Anreize zum Weiterbetrieb von Kraftwerken in Süddeutschland liefern Gesamtwohlfahrtseffekt gering, aber deutliche Umverteilungseffekte Implikationen für Marktwert der Erneuerbaren Langfristig kann Netzausbau nicht ersetzt werden Ergebnisse liefern Anknüpfungspunkte für eine mögliche Bidding Zone Configuration auf europäischer bzw. Entso-E- Ebene für auslastungsabhängige Nutzungsentgelte auf Übertragungsnetzebene 20

21 Vielen Dank! Fragen? M.Sc. Michael Bucksteeg Lehrstuhl für Energiewirtschaft, Universität Duisburg-Essen Universitätsstraße Essen Tel /