Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Netzausbaustrategie im liberalisierten Strommarkt
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- Nikolas Arnold
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1 Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln Netzausbaustrategie im liberalisierten Strommarkt Martin Lienert München, VDE Konferenz 5. März 2008
2 Agenda 1. Langfristige regionale Erzeugungsstruktur 1. Entwicklung der Kraftwerksstruktur in DE 2. Wirkung des Kernenergieausstiegs 3. Regionaler Kraftwerksbau 4. Förderung Erneuerbarer Energien in Europa 2. Kurzfristige Erzeugungsstruktur: Wettbewerbliche Kraftwerkseinsatzentscheidung Auswirkungen auf die ÜNB 3. Der ökonomische Wert von Übertragungsnetzen als Entscheidungsgröße für Netzausbau 4. Diskussion 2
3 Einführung (Interdependenz in der Energiewirtschaft) Wettbewerblich Regionale Erzeugungsstruktur Markt EEX Regionale Laststruktur Transitaufkommen Ökonomische Faktoren Brennstoffpreise (Extraktionskosten) Transportkosten Betriebs- und Wartungskosten CO 2 -Preis Anfahrtskosten Brennstoffverfügbarkeit Aussenhandel Standortwahl Stündliche Einspeisung Redispatch Stündlicher Verbrauch Transitaufkommen Technische Faktoren Anfahr- und Abkühlvorgänge Teillastbedingungen Wirkungsgrade Lastfluss Institutionelle Faktoren Marktdesign (Börsen) Allokation der Kuppelkapazitäten Regelenergiemarkt Regulierung Übertragungsinfrastruktur Reguliert Politische Faktoren Emissionshandel (Zuteilungsregeln) EU (Binnenmarkt, Klima, EE, PLEF) Förderstrategie für Erneuerbare Energien Strategie Kernenergie Weitere Förder- und Subventionspolitik (KWK, CCS, ) 3
4 Langfristige regionale Erzeugungsstruktur 4
5 Entwicklung der Stromerzeugung bis 2030 (Energiewirtschaft im Umbruch) Szenario Status-Quo Alternativ-Szenario TWh Mio. t CO 2 Wasser Mineralöl Erdgas Erdgas KWK Steinkohle Steinkohle KWK Steinkohle CCS Braunkohle Braunkohle KWK Braunkohle CCS Kernenergie Müll + Sonstige Sonstige EE Wind Importe - Exporte Verbrauch PS CO2 Ausstoß TWh Mio. t CO 2 Ambitionierte Minderungsziele (25% bis 2030) CO2-Preise bis 46 /t CO 2 Hohe Ölpreise (75 $/barrel) Kernenergieausstieg Zuteilung der CO 2 -Zertifikate nach BAT-Benchmark Geringe Minderungsziele (8% bis 2030) CO2-Preise bis 20 /t CO 2 Hohe Ölpreise (75 $/barrel) Kernenergieausstieg Zuteilung der CO 2 -Zertifikate nach BAT-Benchmark 5
6 Entwicklung der Stromerzeugung bis 2030 (Standorte von Steinkohle- und Erdgaskraftwerken im Jahr 2008) Erwarteter Zubau: Steinkohlekraftwerke in DE: Erdgaskraftwerke in DE: Erwarteter Zubau [MW] Bis 2015: + ca. 15 GW (Most-Likely) Total angekündigt bis 2015: + ca. 45 GW Most-Likely Minimum Maximum Minimum Most-Likely Maximum Zeitraum Braunkohle Steinkohle Erdgas Wasser Andere Regionale Kraftwerkstruktur in Deutschland Steinkohlekraftwerke: An Wasserstrassen und Meereshäfen Erdgaskraftwerke: Regional unabhängig, da dichtes Pipeline-System Regionale Erzeugungsstruktur in Deutschland wird maßgeblich durch die Wahl des Brennstoffes (Erdgas/Steinkohle) getrieben. 6
7 Entwicklung der Stromerzeugung bis 2030 (Regionale Implikationen des Kernenergieausstiegs in Deutschland) Kernenergie im Jahr 2008 Kernenergie im Jahr 2020 Brunsbüttel Brokdorf Krümmel Emsland Unterweser Grohnde Nord: 7,5 GW Emsland Nord: 1,4 GW Insgesamt: 20 GW Insgesamt: 4 GW Biblis A/B Philippsburg 1/2 Grafenrheinfeld Isar 1/2 Süd: 13 GW Süd: 2,6 GW Isar 2 Neckarwestheim 1/2 Gundremmingen B/C Neckarwestheim 2 7
8 Entwicklung der Stromerzeugung bis 2030 (Erneuerbare Energien in Europa) Förderung von EE in Europa Steuerliche Anreize Einspeisevergütung Quotenmodell/ Grüne Zertifikate Windenergie in Europa Stromgestehungskosten Windenergie [ct./kwh] > Installierte Leistung 11 Wind [MW] 9 in < Ausbau der Erneuerbaren Energien: Ausbauerfolge maßgeblich geprägt durch das Fördersystem (Planbarkeit und Höhe der Vergütung) Auf europäischer Ebene findet aktuell ein Wettbewerb der Systeme statt (KOM ) In Planung: Option zwischen nationalen Herkunftsnachweisen für reg. Strom (ggf. mit europ. Handel) und komplett eigenständigem Fördersystem (insb. Einspeisevergütung) Deutschland: Erfahrungsbericht EEG Erhöhung der Vergütung: Offshore-Windenergie und Repowering, Geothermie, kleine PV 8 Reduktion der Vergütung: für große PV, Biomasse, große Geothermie
9 Entwicklung der Stromerzeugung bis 2020 (Zusammenfassung) Kernenergie: Verminderung der Erzeugungskapazität in Süddeutschland (ca. 10 GW) Verminderung der Erzeugungskapazität in Norddeutschland (ca. 6 GW) Steinkohle/Erdgas: Steinkohleszenario: Konzentration der Erzeugungskapazitäten tendenziell in Norddeutschland in Meereshafennähe Erdgasszenario: Regional unabhängige Verteilung der Kraftwerke möglich Erneuerbare Energien: Offshore-Windenergie und Repowering in Norddeutschland Biomasse/Geothermie in geringem Maße vermehrt in Süddeutschland Regionale Erzeugungs- und Laststruktur fallen vermehrt auseinander 9
10 Kurzfristige Erzeugungsstruktur: Wettbewerbliche Kraftwerkseinsatzentscheidung Auswirkungen auf die ÜNB 10
11 Kraftwerkseinsatzentscheidung am Strommarkt (Grundsätzliche Vorgehensweise) Kraftwerkseinsatz nach dem Merit-Order-Prinzip: Kraftwerksblöcke werden nach aufsteigenden variablen Kosten eingesetzt (Brennstoff-, CO2-, Betriebs-, Personal-Kosten). 90 Brennstoff+ CO 2 Kosten [ /MW h el ] Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas-GuD Gasturbinen/Öl Flache Angebotskurve (CO 2 -Preis = 0): Einordnung der KW nach Kosten schwierig ABER: Einordnung der KW nach Brennstoffen und Last einfach möglich Kraftw erksleistung [GW ]
12 Kraftwerkseinsatzentscheidung am Strommarkt (Beispiel: Die Auswirkungen des Emissionshandels) Kraftwerkseinsatz nach dem Merit-Order-Prinzip: Ein verhältnismässig hoher CO 2 -Preis führt zu einer Durchmischung der Merit-Order. Brennstoff+ CO 2 Kosten [ /MW h el ] Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas-GuD Gasturbinen/Öl Flache Angebotskurve (CO 2 -Preis = 20) bleibt bestehen. ABER: Durchmischung der Merit- Order. CO 2 -Einpreisung CO 2 -Kosten Kraftwerksleistung [GW ]
13 Kraftwerkseinsatzentscheidung am Strommarkt (Entwicklung der CO 2 -Preises in Deutschland während NAP I) CO 2-Preis(EEX)[ /t] Der CO 2 -Preis ist ein sehr volatiler Bestandteil der variablen Erzeugungskosten: Unsicherheit über die Erfüllung der Mengenrestriktion Unsicherheit über die ausgeschütteten kostenlosen Zertifikate Unsicherheit über JI/CDM Der CO 2 -Preis ist ein entscheidender Treiber für den regionalen KW-Einsatz und mitverantwortlich für sich verändernde Lastflüsse im Übertragungsnetz 13
14 Regionaler Kraftwerkseinsatz (Beispiel Rheinland/Ruhrgebiet und Emissionshandel) ~10 GW ~6,5 GW Steinkohle Rheinland Ruhrgebiet: Ca. 10 GW im Rheinland/Ruhrgebiet (DE: 25 GW) 7,1 GW älter als 25 Jahre (DE: 15 GW) Standort der Kraftwerke an Wasserstrassen Erdgas-GuD Rheinland Ruhrgebiet: Ca. 6,5 GW im Rheinland/Ruhrgebiet (DE: 20 GW) Total geplant DE: ca. 14 GW Realisierung sehr wahrscheinlich: 2,8 GW (DE: 5,5 GW) Standort der Kraftwerke regional unabhängig Brennstoff+ CO 2 Kosten [ /MW h el] Wirkung: Neue Kraftwerksleistung [GW ] Erdgas-KW Brennstoff+ CO 2 Kosten [ /MW h el] CO 2 -Preis = 20 CO 2 -Preis = Kraftwerksleistung [GW ] 14
15 Zusammenfassung: Regionaler Kraftwerkseinsatz (Beispiel CO 2 -Preis-Einfluss) Ein hoher CO 2 - Preis bewirkt, eine Durchmischung der Merit-Order nach Brennstoffen; insbesondere verdrängen moderne Erdgas-GuD-Anlagen ältere Steinkohlekraftwerke; CO 2 -Preis = 20 : Moderne Erdgas-GuD-KW werden ab einer (residualen) Last von ca. 55 GW eingesetzt. dass lokale Lastspitzen vermehrt durch Steinkohlekraftwerke gedeckt werden. Ein niedriger CO 2 - Preis bewirkt, eine Merit-Order, die weitgehend nach Brennstoffen sortiert ist; CO 2 -Preis = 0 : Moderne Erdgas-GuD-KW werden ab einer (residualen) Last von ca. 70 GW eingesetzt; dass lokale Lastspitzen ausschliesslich durch Erdgas-GuD-Anlagen gedeckt werden; Auswirkungen von hohen CO 2 -Preisen auf den Netzbetrieb: Regional gleichmässig verteilte Erdgas-KW stehen zur Deckung lokaler Lastspitzen beschränkt zu Verfügung, da sie nach Merit-Order bereits im Mittellastbereich voll ausgelastet werden. Lokale Spitzenlasten müssen daher durch regional weiter entfernte KWs gedeckt werden. Der Bedarf an schwach ausgelasteten Übertragungsleitungen steigt an ( Steigende Durchschnittskosten der ÜNB je übertragene Megawattstunde). Betroffen sind hauptsächlich Steinkohlestromführende Leitungen.! Die wettbewerbliche Kraftwerkseinsatzentscheidung an einer Strombörse sendet keine Knappheitssignale aus dem Übertragungsnetz an die Stromerzeuger. MARKTVERSAGEN! 15
16 Der ökonomische Wert von Übertragungsnetzen als Entscheidungsgröße für Netzausbau 16
17 Kraftwerkseinsatz unter Netzrestriktionen (1/3) (Fall 1: Keine Netzrestriktion) /MWh Variable Erzeugungskosten /MWh Ein Beispiel ohne Netzrestriktion: Zwei Regionen: Rot und Blau Börsenpreis Regionen mit jeweils eigener Last (Nachfrage), Gesamtlast = Last blau + Last rot Last blau Erzeugung blau Transport Last rot Erzeugung rot MW und eigenen Kraftwerken (Angebot, Merit-Order) Merit-Order blau : Von links abgetragen Merit-Order rot : Von rechts abgetragen Regionale Aufteilung der Erzeugung ergibt sich durch Schnittpunkt der regionalen Merit-Order s Preis = teuerstes produzierendes KW (Grenzkosten) /MWh /MWh Transport = Regionale Last Regionale Erzeugung Preis Kostensteigerung Variable Erzeugungskosten = Fläche unter Merit- Order s. Brennstoffpreise erhöht sich für einige KWs: Erzeugung blau Transport Erzeugung rot MW Regionaler Kraftwerkseinsatz wird verändert Preis wird verändert Transportvolumen wird verändert 17
18 Kraftwerkseinsatz mit Netzrestriktionen (2/3) (Fall 2: Mit Netzrestriktion) /MWh /MWh Ein Beispiel mit Netzrestriktion: Maximale Übertragungskap Preis Der erzeugungskostenminimale Kraftwerkseinsatz löst zu hohe Stromtransporte aus. Die maximale Übertragungsleistung ist beschränkt Da das Netz für eine andere Merit-Order-Struktur ausgelegt wurde. Transport Es muss Redispatched werden Erzeugung blau /MWh Knappheitsrente Erzeugung rot /MWh MW Der kostenoptimale Redispatch Die teuersten KWs in der exportierenden Region (hier blau) werden zurückgefahren. Preis blau Erzeugung blau Transport Erzeugung rot Preis rot Opportunitätskosten des Netzengpasses MW Die zurückgegangene Erzeugung wird nach Merit-Order in der importierenden Region (hier rot) ersetzt. Es werden immer günstigere durch teurere KWs ersetzt Opportunitätskosten des Netzengpasses Ein Marktdesign, welches unterschiedliche Preise für Regionen zulässt und Netzengpässe bepreist (Knappheitsrente = Congestion Charges) führt zum kostenoptimalen Kraftwerkeinsatz unter Berücksichtigung von Netzrestriktionen. 18
19 Kraftwerkseinsatz mit Netzrestriktionen (3/3) (Zusammenfassung) Der ökonomische Wert des Übertragungsnetzes: Sachwert der Betriebsmittel (Investitionskosten) Flexibilitätswert: Wert für flexible und ungehinderte Einspeisung der Kraftwerke (und flexible und ungehinderter Konsum der Verbraucher). Der Flexibilitätswert entspricht den Opportunitätskosten der Netzengpässe Der Flexibilitätswert ist umso höher, desto geringer die Übertragungskapazität des Netzes ist. Der Flexibilitätswert ist umso höher, desto schlechter die Struktur der Merit-Order zur Netzinfrastruktur passt. Der Flexibilitätswert ist umso geringer, desto höher die Übertragungskapazität des Netzes ist. Der Flexibilitätswert ist umso geringer, desto besser die Struktur der Merit-Order zur Netzinfrastruktur passt. Der Flexibilitätswert ist volatil und hängt von den regionalen Erzeugungskostenstruktur der Kraftwerke ab. Der Preis des Flexibilitätswertes: Der Preis des Flexibilitätswertes ist die Knappheitsrente eines Netzengpasses (Congestion Charge). Die Knappheitsrente entspricht den variablen Kosten des teuersten KWs in der importierenden Region minus den variablen Kosten des teuersten KWs in der exportierenden Region. Die Knappheitsrente signalisiert Investitionsbedarf. Je häufiger, je andauernder und je höher eine positive Knappheitsrente an einem Netzengpass beobachtet werden kann, umso größer ist der Investitionsbedarf an dieser Kuppelstelle 19
20 Empirischer Befund (1/2) (Preisbildung an Kuppelstellen, Monatsauktion) Preis [ /MWh] Preisbildung für Netzkapazität: DE - NL Future DE Future NL Preisdiff DE-NL Kapazitätspreis Netz Knappheitsrente für Netzkapazität im Future/Forward-Markt Monatliche Kapazitätsauktion für Netz- Kuppelstellen Deutschland-Niederlande. Kapazitäten können lediglich als Band für einen Monat ersteigert werden. Ein Händler ersteigert sich einen Anteil an Netzkapazität nur dann, wenn der Preis für das entsprechende Band in der angrenzenden Region günstiger ist, als in der eigenen Region. Die maximale Zahlungsbereitschaft für Netzkapazität eines Stromhändler ergibt sich aus der Differenz der Monatsfutures zweier Regionen zum Zeitpunkt der Auktion für Netzkapazität. Stromlieferungen über ein Band können OTC oder an Strombörsen in Form von Monats- Futures/Forwards erworben werden. 0 Jan 06 Feb 06 Mrz 06 Apr 06 Mai 06 Jun 06 Jul 06 Aug 06 Sep 06 Okt 06 Nov 06 Dez 06 Jan 07 Feb 07 Mrz 07 Apr 07 Mai 07 Jun 07 Jul 07 Aug 07 Sep 07 Okt 07 Nov 07 Im Marktgleichgewicht entsprechen sich die Preisdifferenz der Monats-Futures und der Preis für Netzkapazität. In Anlehnung an Quelle: Niedrig, Beienburg ZFE 4 (2007) 20
21 Empirischer Befund (2/2) (Preisbildung an Kuppelstellen, Day-Ahead) Preisbildung für Netzkapazität: DE - NL Spotpreis EEX Spotpreis APX Preisdiff NL-DE Kapazitätspreis Netz Knappheitsrente im Day-Ahead-Markt Day-Ahead Kapazitätsauktion für Netz- Kuppelstellen Deutschland-Niederlande. Kapazitäten können stündlich für den Folgetag vor Bekanntwerden der Spotpreise erworben werden. Der Händler muss auf erwartete Börsenpreise spekulieren, um sein Gebot für die Netzkapazität zu bestimmen (Winner s Curse). Preis [ /MWh] Ein sofortiges Absichern der Transaktion ist für den Stromhändler nicht möglich. Der Spot-Markt ist nicht in der Lage ein markträumendes Gleichgewicht zu ermitteln, da nicht alle Opportunitäten des interregionalen Stromhandels ausgeschöpft werden (können). Die Knappheitsrente des Engpasses widerspiegelt nicht den tatsächlichen Wert der Kuppelstelle :00 02:00 05:00 08:00 11:00 14:00 17:00 20:00 23:00 02:00 05:00 08:00 11:00 14:00 17:00 20:00 Idee des Auction-Offices im OMC: Als Wohlfahrtsmaximierender Diktator eliminiert es die Unzulänglichkeiten des wettbewerblichen interregionalen Stromhandels, indem es die Markträumenden Preise (Angebot = Nachfrage) in jeder Region und den dazugehörigen Transport ermittelt. 21
22 Fazit (1/3) Stromwirtschaft ist und bleibt ein integriertes Geschäft Trotz Unbundling 1. Fundamentale technische Interdependenzen zwischen Erzeugung und Übertragung führen auch zu kostenseitigen Abhängigkeiten (Fachausdruck: Idiosynkratische Investitionen). 2. Systemweites Kostenoptimum kann nur durch kluges Abstimmen von Netzinvestitionen und Kraftwerksneubau erreicht werden. Die volkswirtschaftliche Alternative (Opportunität) zu Netzausbau ist regionaler Kraftwerksbau 1. Knappheitsrenten/Flexibilitätswerte können durch ausgiebigen Netzausbau eliminiert werden ( Strategie EU Kupferplatte Europa ) 2. Knappheitspreise/Flexibilitätswerte können aber auch durch intelligente Standortwahl von Kraftwerken nahezu eliminiert werden (Insb. Spitzenlastkraftwerke sollen an regionale Lastspitzen herangebaut werden). 3. Verbleibende Knappheitspreise können als tatsächliche geographische Knappheit verstanden werden (Hohe Investitionskosten durch Unterseekabel, Gebirgsüberquerung, etc.). Sie stellen kein Problem dar. 22
23 Fazit (2/3) Liberalisierung bedeutet insbesondere volatile Rahmenbedingungen 1. Schwankende und unsichere Börsenpreise sind Ausdruck der volatilen Rahmenbedingungen (insb. Faktorpreise, Wetter, etc.). 2. Die kurzfristige Struktur der Kraftwerkseinspeisung hängt von der Ausprägung der volatilen Rahmenbedingungen ab. 3. Die Übertragungsaufgabe der ÜNB richtet sich nach der regionalen Einspeisestruktur und damit auch nach der Ausprägung der volatilen Rahmenbedingungen. 4. Eine Netzinfrastruktur, die zu jedem Zeitpunkt (für jede Ausprägung von unterschiedlichen Rahmenbedingungen) die Kupferplatte Europa sicherstellt, ist sehr teuer. Knappheitspreise im Netzgeschäft sind Ausdruck von volatilen Rahmenbedingungen 1. Knappheitspreise sind ein Ergebnis divergierender regionaler Erzeugungsgrenzkosten auf Grund von Netzrestriktionen. 2. Knappheitspreise entstehend aus Netzengpässen zeigen den Bedarf an Netzinvestitionen an. Aufsummiert über mehrere Zeiteinheiten (z.b. Stunden eines Jahres) können sie den Netzinvestitionskosten gegenüber gestellt werden. 23
24 Fazit (3/3) Strommärkte funktionieren rational stimmen die Rahmenbedingungen 1. Stromhändler suchen immer die günstigste Alternative Strom zu produzieren, bzw. einzukaufen (Makeor-Buy) = Rationalität des Strommarktes. 2. Die Unsicherheit der Spotpreise bei der Entscheidung Importieren/Exportieren vs. selber produzieren kann zu einem ineffizienten Kraftwerkseinsatz führen. Eine Markträumung ist nicht gewährleistet. Open-Market-Coupling (OMC) erhöht die Effizienz des wettbewerblichen Strommarktes 1. Ein Auction-Office bringt im Sinne der visible hand die regionalen Teilmärkte mittels Ausgleich von Angebot und Nachfrage unter Berücksichtigung von Transportkapazitäten in ein effizientes Marktgleichgewicht. 2. Ineffizienter Kraftwerkseinsatz kann dadurch vermindert werden. 3. Der effizient funktionierende interregionale Future/Forward-Markt bleibt unberührt. 4. Durch OMC ermittelte Knappheitsrenten (Preisdifferenzen) sind gute Preissignale für Netzinvestition der ÜNB. Ein funktionierender internationaler Stromhandel erlaubt eine sinnvolle Bewertung der von Engpässen betroffenen Kuppelstellen Regionale Preise in Deutschland, ein sinnvolles Mittel zur Engpassbewirtschaftung? 24
25 Ausblick Das Regionenmodell der ÜNB: Indikation für Standortwahl der Kraftwerksbetreiber Aber noch viele ungeklärte Punkte : Marktdesign: Implizite/Explizite Auktionen, OMC, wettbewerbliches bzw. kostenbasiertes Redispatching? Auswirkung auf die Preisbildung? Regionale Märkte und Marktabschottung? Wer trägt die Kosten? Anreizwirkung auf Investitionstätigkeit der ÜNB? Standortwahl der Kraftwerksbetreiber? 25
26 Diskussion Energiewirtschaftliches Institut (EWI) an der Universität zu Köln Martin Lienert Albertus-Magnus-Platz Köln 26
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