ELCHTEST FÜR DIE STROMMARKTFLEXIBILITÄT

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1 ELCHTEST FÜR DIE STROMMARKTFLEXIBILITÄT RESSOURCENKOORDINATION IM RAHMEN DER SONNENFINSTERNIS Berlin, April 215 Energy Brainpool GmbH & Co. KG

2 Stromerzeugung in GWh ELCHTEST FÜR DIE STROMMARKTFLEXIBILITÄT RESSOURCENKOORDINATION IM RAHMEN DER SONNENFINSTERNIS Zwischen 9:3 und 12: Uhr 1 war die Sonne am 2. März 215 im regionalen Durchschnitt um rund 73 Prozent durch den Mond bedeckt. Da es sich um einen sehr sonnigen Tag handelte, waren die Auswirkungen der Sonnenfinsternis im Strommarkt deutlich zu spüren und stellten die Flexibilität des Systems auf die Probe. Die Solarenergieproduktion erreichte im Tagespeak eine Erzeugungsleistung von fast 2 GWh (vgl. Stunde 12 in Abbildung 1) bei einer in Deutschland installierten Leistung von rund 39 GW. Entsprechend hoch waren somit die Solarrampen, die sich in den Stunden des Naturereignisses einstellten, in denen die Erzeugung bis auf 5,5 GWh in einer Viertelstunde sank Stunde Solarstromerzeugung in MWh Abbildung 1: Viertelstündliche Solarerzeugung in GWh am 2. März DAY-AHEAD: KEINE EXTREMPREISE IM STUNDENHANDEL Im Day-Ahead-Markt der EPEX Spot SE in Paris lässt sich der Preiseffekt der Sonnenfinsternis deutlich erkennen (vgl. Abbildung 2): In Stunde 11 wurde der zur Tagesmitte hin fallende Preistrend unterbrochen und anschließend bereits in der Folgestunde fortgesetzt. In dieser Ausreißer -Stunde, in der die Sonne ihren maximalen Bedeckungsgrad aufwies, stiegen die Preise an der EPEX Spot sprunghaft um rund 2 /MWh im Vergleich zu den vor- und nachgelagerten Stunden, wie sich in Abbildung 2 anhand der blauen Kurve nachvollziehen lässt. Der Tageshöchstpreis in Stunde 2 lag jedoch noch einmal rund 5 /MWh über dem Preis von Stunde 11, sodass konstatiert werden kann, 1 Die genauen Uhrzeiten und der Bedeckungsgrad sind standortabhängig: In Berlin begann die Sonnenfinsternis um 9.38 Uhr, der maximale Bedeckungsgrad von 74 Prozent war um 1.48 Uhr erreicht, um Uhr endete die Sonnenfinsternis. 2 Quelle: Entso-e Transparency Plattform

3 Preis in EUR/MWh Volumen in GWh dass für die Koordination von Angebot und Nachfrage auf Stundenebene keine Extrempreise nötig waren. Das durchschnittliche Preisniveau des Tages (Base) lag mit rund 35 /MWh im Vergleich zu den Vortagen folglich auf einem durchschnittlichen Niveau , 45,8 46,5 52,2 46,3 53,9 55, 45, ,5 45,4 43, 3,6 3,3 31,9 29,4 39,2 28,3 28,9 32,2 32,4 31, 29,6 29,5 28,7 37,1 38,7 46,1 49,4 32,1 27,7 38,5 29,5 28,2 27, 31, 3,4 28,5 3,6 25,8 25,7 25,9 49,8 35,3 34,6 37,6 29, 32,7 29, Stunde Handelsvolumen EPEX Handelsvolumen EXAA Preise EPEX Preise EXAA Abbildung 2: Strompreisverlauf und Handelsvolumina der Day-Ahead-Auktionen in EUR/MWh am 2. März 215 an der EPEX Spot (Phelix) und der EXAA im Vergleich Vergleicht man die Preise der EPEX Spot und der EXAA in Wien miteinander ist vor allem in Stunde 1, eine Stunde vor dem Höchststand der Sonnenfinsternis, eine große Differenz von rund 15 /MWh von der EXAA zur EPEX Spot festzustellen. In der Regel liegt der Preisverlauf der EXAA sehr nah an dem der EPEX Spot Möglichkeiten zu Arbitrage boten sich an den Vortagen der Sonnenfinsternis nicht in vergleichbarem Maße. Grund hierfür könnte die Strategie mancher Marktteilnehmer sein, ihre Beschaffungsmengen zwischen EPEX Spot und EXAA aufzuteilen, um ihre Preisrisiken zu reduzieren, die zu einer im Vergleich zum Angebot hohen Nachfrage an der EXAA führte. Betrachtet man die Handelsvolumina an der EPEX Spot, so weisen diese in Stunde 11 ebenfalls einen Einschnitt im Vergleich zu den vor- und nachgelagerten Auktionsstunden auf. Die rund 4 GWh, die hier weniger gehandelt wurden, lassen sich teils aus dem Rückgang der Solarstromproduktion, die zumeist an der EPEX verkauft wird, erklären. Auch wurde in dieser Stunde eine größere Menge Strom als an den Vortagen üblich (rund 2 GWh) an der EXAA gehandelt wahrscheinlich haben Händler versucht, sich durch die Beschaffung an beiden Marktplätzen vor sehr hohen Preisen durch Streuung der Mengen abzusichern. Dies könnte das um rund 3 /MWh höhere Preisniveau an der EXAA in Stunde 11 erklären. Die Beschaffung der darüber hinaus zur Nachfragedeckung und Lastgangstrukturierung benötigten Strommengen auf Stundenbasis erfolgte wahrscheinlich OTC oder im Intraday-Markt.

4 Strompreis in EUR/MWh Residuale PV-Last aus Stunden- und Viertelstundenmittel in GW Die Preise und Mengen am Day-Ahead-Markt lassen sich somit fundamental erklären. Angebot und Nachfrage konnten im Rahmen der stündlichen Preisfindung zusammenfinden. Die auftretenden Solarrampen müssen jedoch auch auf Viertelstundenniveau abgebildet werden. INTRADAY: PREISSPREADS VON KNAPP 2 EUR/MWH Für die Zeit der Sonnenfinsternis zeigte sich der viertelstündliche Strompreis auf den Kurzfristmärkten der EPEX Spot und der EXAA äußerst volatil. Zwischen dem Preis für Strom von 9:45 1: Uhr und dem von 1: 1:15 Uhr betrug der maximale Preishub EUR/MWh, was als sehr großer Anreiz für Flexibilität verstanden werden kann: Flexible Marktteilnehmer können von solchen Preisschwankungen profitieren, dabei den Ausgleich von Angebot und Nachfrage unterstützen und den Einsatz von Regelenergie verhindern oder reduzieren. Ein Beispiel: Ein flexibler Marktteilnehmer, z. B. ein Pumpspeicherkraftwerk, konnte für die Zeit von 1: 1:15 Uhr bereits am Vortag bei den Viertelstundenauktionen zu Preisen von -29 EUR/MWh (EPEX) und -49 EUR/MWh (EXAA) Strom für den Pumpbetrieb des Wasserreservoirs kaufen (das heißt, er bekommt Geld für das Auffüllen des Speichers). Durch Entladen des Pumpspeichers von 11: 11:15 Uhr konnte er dann für den eingespeisten Strom 464 EUR/MWh (EPEX) und 381 EUR/MWh (EXAA) erwirtschaften. Zum Vergleich: der durchschnittliche Strompreis lag an diesem Tag bei 35 EUR/MWh so viel konnte ein unflexibles Grundlastkraftwerk erwirtschaften. Residuale PV-Mengen Intraday EPEX Auktion EPEX höchst/tiefst/durchschnitt EXAA Auktion EUR/MWh EUR/MWh -975 EUR/MWh Abbildung 3: Preise auf dem Intraday-Markt der EPEX sowie den Viertelstundenauktionen der EPEX und der EXAA im Vergleich zu den residualen PV-Mengen, die sich als Differenz aus Stunden- und Viertelstundenmittelwerten ergeben 3 Die Preisspanne von -998 EUR/MWh bis 95 EUR/MWh für einzelne Geschäfte im kontinuierlichen Handel und -164 EUR/MWh bis 464 EUR/MWh in der Auktion zeigen, dass im Kurzfristhandel Knappheitspreise zustande kamen und starke Marktsignale setzten. 3 Eigene Darstellung nach Daten der EPEX, EXAA und Entso-e Transparency

5 REGELLEISTUNG Zur Gewährleistung der Systemstabilität wurde von den Übertragungsnetzbetreibern zusätzliche Regelleistung separat ausgeschrieben. Insgesamt standen am 2. März zwischen 8 und 12 Uhr eine positive Minutenreserve und Sekundärregelleistung von etwa 8 GW zu Verfügung, was der doppelten üblichen Menge entspricht. Auch negative Regelleistung wurde in ähnlichem Umfang separat ausgeschrieben. Der Einsatz der Regelleistung am 2. März wurde an anderer Stelle 4 bereits umfassend analysiert und soll hier deshalb nicht weiter behandelt werden. Die Analyse kommt zu dem Schluss, dass trotz einer wolkenfreien Wetterlage der tatsächliche Bedarf an Regelenergie nicht größer war als im alltäglichen Netzbetrieb. BEDEUTUNG FÜR DIE ENERGIEWENDE Marktakteure hatten im Vorfeld der Sonnenfinsternis festgestellt, dass die steilen Lastgradienten während der Sonnenfinsternis bei anhaltendem PV-Zubau in Zukunft von der Ausnahme zur Regel werden, da sie dann an jedem sonnigen Tag auftreten können. Die Analyse der Preise im Kurzfristhandel zeigen, dass so auch hohe Anreize für Flexibilität die Regel werden. Ausgeprägte Rampen erhöhen den Bedarf an Flexibilität zur Koordinierung der Ressourcen an den kurzfristigen Spotmärkten. Volatile Preisverläufe (z. B. im Intraday-Markt) setzen wettbewerbliche Anreize, wie die Sonnenfinsternis am 2. März 215 zeigt. Sehr hohe Preisspitzen dienen dabei als Knappheitssignal. Die im Grünbuch beschriebenen Maßnahmen für den Strommarkt 2. sowie die Maßnahmen nach dem Eckpunktepapier von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel vom März 215 können diese wettbewerblichen und technologieoffenen Anreize für Flexibilität prinzipiell weiter stärken. Da zusätzliche Flexibilität die Preisextreme verringert und damit die Anreize für neue Flexibilität dämpft, wirken preisliche Anreize gleichzeitig selbstregulierend auf den Flexibilitätsbedarf. 4 Yves-Marie Saint-Drenan, Rafael Fritz und Dominik Jost (215): Auswertung des Effekts der Sonnenfinsternis vom auf das deutsche Energieversorgungssystem, Medien/Pressemitteilungen/215/sonnenfinsternis.html [ ].

6 Autoren: Marie-Louise Heddrich Fabian Huneke Herausgeber: Energy Brainpool GmbH & Co. KG Brandenburgische Straße 86/ Berlin Tel.: +49 (3) Fax: +49 (3) April 215 Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne die Zustimmung des Herausgebers unzulässig und strafbar. Das gilt vor allem für Vervielfältigungen in irgendeiner Form (Fotokopie, Mikrokopie oder ein anderes Verfahren), Übersetzung und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Für die Richtigkeit und Vollständigkeit der Inhalte findet eine Haftung ohne Rücksicht auf die Rechtsnatur des Anspruchs nicht statt. Sämtliche Entscheidungen, die auf Grund der bereitgestellten Informationen durch den Leser getroffen werden, fallen in seinen Verantwortungsbereich.