Strommarkt-Flexibilisierung Hemmnisse und Lösungskonzepte

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1 Strommarkt-Flexibilisierung Hemmnisse und Lösungskonzepte BEE Plattform Systemtransformation Dialogkonferenz IV Berlin, 09. Dezember 2014 Thorsten Lenck, Marie-Louise Heddrich, Malte Jansen, Christoph Richts

2 KONZEPT DER STUDIE

3 Aufbau Recherche, Vorstellung und Potentialanalyse von Flexibilitätsoptionen Identifikation und Analyse der Hemmnisse und Anreizmechanismen Jur-PreCheck und Selektion von Flexoptionen & Anreizmechanismen Paket 1: Abbau von Inflexibilitäten Paket 2: Ausbau von Flexibilitäten Grundlegende und flankierende Maßnahmen 3

4 Recherche, Vorstellung und Potentialanalyse von Flexibilitätsoptionen Identifikation und Analyse der Hemmnisse und Anreizmechanismen Jur-PreCheck und Selektion von Flexoptionen & Anreizmechanismen Paket 1: Abbau von Inflexibilitäten Paket 2: Ausbau von Flexibilitäten Grundlegende und flankierende Maßnahmen GRUNDLEGENDE UND FLANKIERENDE MAßNAHMEN

5 Grundlegenden und flankierende Maßnahmen Systematische Preissprünge weisen auf eine nicht ausreichende Bilanzkreisbewirtschaftung hin Viertelstundenprodukte Day-Ahead- Market (DA) Live-Datenbereitstellung für ID-Handel Einhaltung der Bilanzkreisverträge/ Erhöhung der Fahrplantreue Netzausbau Europäische Kopplung Grundvoraussetzung zum Einbinden aller Flexibilitäten in den Strommarkt 5

6 Recherche, Vorstellung und Potentialanalyse von Flexibilitätsoptionen Identifikation und Analyse der Hemmnisse und Anreizmechanismen Jur-PreCheck und Selektion von Flexoptionen & Anreizmechanismen Paket 1: Abbau von Inflexibilitäten Paket 2: Ausbau von Flexibilitäten Paket 3: Grundlegende und flankierende Maßnahmen PAKET 1: ABBAU DER INFLEXIBILITÄTEN

7 Paket 1 Inflexibilitäten abbauen Identifizierung von Ansatzpunkten Regelleistungsbedingter Must-Run Regelleistungsmärkte anpassen Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktlängen Regelleistungsbereitstellung durch fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien ermöglichen Must-Run durch KWK Sonstiger Must-Run Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen Förderung des strommarktorientierten Betriebs (z.b. Dynamisierung des KWK-Bonus) Entkopplung der Wärmenetzförderung vom KWK-Anteil Flexibilisierung von Biomasseanlagen Weiterentwicklung, Monitoring sowie Stärkung der Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung für Neuanlagen oder Stärkung des Flexibilitätszuschlags). 7

8 Recherche, Vorstellung und Potentialanalyse von Flexibilitätsoptionen Identifikation und Analyse der Hemmnisse und Anreizmechanismen Jur-PreCheck und Selektion von Flexoptionen & Anreizmechanismen Paket 1: Abbau von Inflexibilitäten Paket 2: Ausbau von Flexibilitäten Paket 3: Grundlegende und flankierende Maßnahmen Neue Konzepte PAKET 2: AUFBAU VON FLEXIBILITÄTEN

9 Grundlegendes Prinzip: Wirtschaftlichkeit einer Flexibilität Wirtschaftlichkeit dieser Flexoption ist preisabhängig Wirtschaftlichkeit der Flexoption Durch gezielte Förderung kann die Wirtschaftlichkeit einer Flexoption auf der y-achse parallel verschoben werden, sodass im Mittel eine Null erwirtschaftet wird Zeit Nutzung der Flexoption nur in den Stunden, in denen der Bedarf für die Flexibilität besteht 9

10 Dynamisierung von Preisbestandteilen Dynamische EEG-Umlage Dynamische Netznutzungsentgelte Dynamische KWK-Zulage 10

11 DYNAMISCHE EEG-UMLAGE

12 Dynamische EEG-Umlage I Fixe Umlage 160 Volle Dynamisierung mit Multiplikator zwischen 1,2 1,7 50% Dynamisierung 160 Deckel bei der EEG-Umlage: EUR/MWh Jahresmittel des Strompreises Jahresmittel des Strompreises + EEG-Umlage (EUR/MWh) (EUR/MWh) Stunde des Tages Stunde des Tages Multiplikator beeinflusst die Anreizwirkung stark Die Höhe des Deckel ist weniger relevant für mittlere Anreizwirkung Anteilige Dynamisierung (z.b. 50%) ermöglicht Übergangslösung 12

13 Dynamische EEG-Umlage II Höhe Anreiz / Preis Bei Fixer EEG-Umlage Tageszeit Bei Dynamischer EEG-Umlage Tageszeit Durchschnittlicher Spotmarktpreis Stündlicher Spotmarktpreis Lastverlagerungsanreiz durch EEG-Umlage Brennstoffkosten werden durch Preisreaktionen auf Lastverschiebung reduziert EEG Umlagesumme bleibt konstant, die Kosten für inflexible Verbraucher steigen an

14 DYNAMISCHE NETZNUTZUNGSENTGELTE

15 Dynamische Netznutzungsentgelte - Arbeitsansatz Wandel vom Netz-Betreiber hin zum Netz-Manager Mischung globaler und lokaler Signale zur optimierten Netznutzung Anpassung der Entgelte je nach (aktuellem) Zustand des Netzes zeitvariabel Vorteil: Implizite Abstimmung zwischen Markt und Netz 15

16 Dynamische Netznutzungsentgelte - Ampel Normaler Betrieb: Volle EE Integration Dynamisierte normale NNE Richtgröße: Spotmarkt Geänderter Betrieb: EE Integration nicht ohne Einschränkung Dynamisierte geänderte NNE Richtgröße: Netzlast% 16

17 DYNAMISCHE KWK-BONUS

18 Dynamisierung KWK-Zulage KWK-Anlagen meist wärmegeführt Hohe VBH und Grundlast Wenig Flexibilität durch Sektorkopplung (Wärmespeicher) KWK-Bonus verstärkt inflexible Fahrweise Flexibilisierung über Fördermechanismus Preis BHKW an Strompreis Ø Strompreis Referenz Ø Strompreis BHKW (an) Zeit 18

19 HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN

20 Handlungsempfehlungen zur Strommarkt- Flexibilisierung kurzfristig Liquidität des Viertelstundenhandels erhöhen Übermittlung von RLM-Messwerten an den BKV in Echtzeit Sanktionierung systematischer Abweichungen Messdaten an den Versorger übermitteln Integration von fluktuierendem Strom in Vertriebsportfolios Regelleistungsmärkte anpassen Flexibilisierung von Biomasseanlagen Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen EE-Integration außerhalb des EEG (Grünstrommodell II)) Verkürzung Vorlaufzeiten & Produktlängen Präqualifikation EE Weiterentwicklung Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung) Strommarktorientierter Betrieb (z.b. Dynamisierung des KWK-Bonus) mittelfristig Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der EEG-Umlage Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der Netzentgelte Umstellung EEG-Umlage auf Flexibilitätssignal Netznutzungsentgelte ein Flexibilitätssignal EE-Integration mit Netz verknüpfen, global & lokal 20

21 Thorsten Lenck Malte Jansen FRAGEN & DISKUSSIONEN

22 Mögliches Szenario Normaler Betrieb: Integration von flukt. EE ist ohne Einschränkung möglich Anreize werden über zeitvariable EEG-Umlage gesetzt Richtgröße: Spotmarkt Netz / Verbrauch Geänderter Netzbetrieb: Integration von flukt. EE ist nicht ohne Einschränkung möglich Anreize werden über zeitvariable Netzentgelte gesetzt Richtgröße: Netzlast Netz / Verbrauch 22

23 Maßnahmen kurzfristig Liquidität des Viertelstundenhandels erhöhen Übermittlung von RLM- Messwerten an den BKV in Echtzeit Integration von fluktuierendem Strom in Vertriebsportfolios Erleichterung des Viertelstundenhandels sowie Stärkere Sanktionierung systematischer Abweichungen Messdaten an den Versorger übermitteln, damit Bilanzkreisüberblick gegeben und Bilanzausgleich in Echtzeit möglich ist Direkte EE-Integration außerhalb des EEG-Vergütungssystems stärken, damit Nachfrage nach Flexibilität steigern z.b. durch Modelle wie das Grünstrommarktmodell Befähigung zur Einbindung der Flex sowie Wirtschaftlichkeit Regelleistungsmärkte anpassen Flexibilisierung von Biomasseanlagen Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktlängen Regelleistungsbereitstellung durch fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien ermöglichen Weiterentwicklung, Monitoring sowie Stärkung der Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung für Neuanlagen oder Stärkung des Flexibilitätszuschlags) Förderung des strommarktorientierten Betriebs (z.b. Dynamisierung des KWK-Bonus) Entkopplung der Wärmenetzförderung vom KWK-Anteil mittelfristig Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der EEG-Umlage Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der Netzentgelte Umstellung der EEG-Umlage auf ein Flexibilitätssignal, z.b. den Spotmarktpreis Umstellung der Netznutzungsentgelte auf ein Flexibilitätssignal, welches erneuerbare Energie integriert (global) und die Netzsituation berücksichtigt (lokal) 23

24 24

25 Dynamisierung KWK-Bonus BHKW an Preis Strompreis Ø Strompreis Referenz Ø Strompreis BHKW (an) Zeit Verschiedene Ausgestaltungsvarianten sind möglich bspw. Ähnlich wie dynamische EEG-Umlage oder verwandte Konzepte Anreize auf jährlicher Basis Etc. 25

26 Status Quo in Dänemark Hohe Grad der Flexibilisierung in KWK-Systemen Windkraftanteil 30% 60% der Gebäude in der Fernwärme Große Wärmespeicher in der FW Flexible KWK (Ausschaltung bei Stromüberschüsse) Netzanbindung in große Puffersysteme (SWE, NOR, D) ~300 MW installierte PtH-Leistung, ~40 MW Großwärmepumpen Stromhandel vergleichbar zu DEU 26

27 Diskussion Pro Verbessert die Anreize zum strommarktkonformen Verhalten Fördert implizit die Investition in Speicher + Flexibilisierung des Gesamtsystem Änderungen der KWK-Umlage haben wenig Einfluss KWK-Umlage am Strompreis nur geringer Anteil Contra Unsicherheit bei der Gesamthöhe der KWK-Umlage Welche ggf. auf der Verbrauchseite dynamisiert werden kann Details der Ausgestaltung im Detail zu bewerten und ggf. anzupassen 27

28 Höhe des Multiplikators und Anpassungsbedarf hoch 70 2,5 Höhe des Multiplikators EUR/MWh ,0 1,5 1,0 0,5 Strompreis EEG-Umlage Multiplikator niedrig Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep 0,0 durchschnittlicher Börsenpreis RLM-Strombezug (EUR/MWh) Höhe des Multiplikators abhängig von der Umlage, dem Börsenpreis und dem lastganggemessenen Strombezugs Vielzahl an Ausgestaltungsmöglichkeiten beim Design der Dynamisierung Anpassungs- und Monitoringbedarf 28

29 Anreizwirkung der dynamischen EEG-Umlage Strombezug kein Strombezug 300% % 200% 150% 100% 50% Erlös pro MW Leistung und Jahr Jahresmittel des Strompreises + EEG-Umlage (EUR/MWh) (EUR/MWh) 0% Stunde des Tages Beispiel Lastmanagement Fixe Umlage 50% Dynamisierung 100%, Faktor 1,7, Cap 80 EUR/MWh Möglicher Anreiz für flexible Verbraucher steigt in einer Größenordnung um den Faktor 2,5, bei einer 50%-Dynamisierung um den Faktor 1,7 29

30 Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern Jährliche Mehrkosten für EEG- Umlage 14% 12% 10% 8% 6% 4% Zeit des inflexiblen Strombezugs Dynamisierung führt zu Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern fallspezifisch! Bei vereinfachten Annahme (Bandlast) liegen diese schätzungsweise in der Größenordnung < 20% Inflexibler Verbrauch in Niedrigpreiszeiten führt zu geringeren Belastungen 30

31 Pro/Contra der Umsetzung Pro Anreiz für Lastverlagerung / Stromspeicher steigt um den Faktor 2,6 Deutliche Verbesserung der Wirtschaftlichkeit für Flexibilitätsoptionen ohne Förderung Mehrkosten bei inflexiblen Verbraucher vertretbar (<20%) Ausgestaltungsspielraum bei der Einführung (Umfang + Geschwindigkeit) Contra Kontinuierlicher Anpassungsbedarf bei der Parametrisierung Bei hoher Dynamik (EEG-Umlage / Strompreise) deutliche Unsicherheiten bzgl. des Umlageerlöses Monitoring notwendig (Fehlanreize) 31

32 Weitere bereits diskutierte Argumente (mittel- bis langfristig) Pro Tendenziell netzentlastende Wirkung Verringerung des Exports von EE Reduktion der Residuallastspitze Sinkender Bedarf an gesicherter Leistung Contra Trifft nur die Akteure, die von der Umlage betroffen sind kein einheitlicher Hebel für alle Akteure und für alle Flexoptionen 32

33 Tagesprofil der rebaps im Jahr :00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00-10 Morgenrampe: Erste Viertelstunde günstiger als Stundenmittel Abendrampe: Letzte Viertelstunde teurer als Stundenmittel Mittlerer Ausgleichsenergiepreis in /MWh

34 Preisvergleich Auktion Stundenhandel Viertelstunden Jahresmittelwerte der Preise Mittlerer Strompreis in /MWh Morgens: Erste Viertelstunde jeder Stunde teurer als Stundenpreis, letzte Viertelstunde günstiger als Stundenpreis Nachmittags: Erste Viertelstunde jeder Stunde günstiger als Stundenpreis, letzte Viertelstunde teurer als Stundenpreis Intraday-qh EPEX-Auktion Intraday-h Intraday-Viertelstundenmittelwerte 34

35 Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise der ÜNB Zunehmende Solareinspeisung Der ÜNB muss den EEG-Bilanzkreis ¼ - h ausgleichen Der ÜNB hat mehr PV-Strom verkauft als eingespeist wird Strom muss nachgekauft werden. Pflicht der ÜNB relevante Mengen Strom zu kaufen erhöht die Nachfrage und den Preis Ø Q1 Ø Q3 Ø Q2 Ø Q4 Vom ÜNB oder DV Day-Ahead verkaufte PV-Strommenge 9:00 9:15 9:30 9:45 10:00 Gleiches gilt für die zweite halbe Stunde umgekehrt Der EEG- Bilanzkreis der ÜNB ist zunächst überdeckt Strom muss verkauft werden. Pflicht der ÜNB relevante Mengen Strom zu verkaufen mindert den Preis In den Nachmittagsstunden sorgt die abnehmende Solareinspeisung für das umgekehrte Verhalten

36 Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise der Vertriebe Zunehmende Last in den Vormittagsstunden Die Vertriebe sollten ihren Bilanzkreis ¼ - h ausgleichen Die Vertriebe haben mehr gekauft als benötigt wird Strom müsste eigentlich Intraday verkauft werden. Ø Q1 Ø Q3 Ø Q2 Ø Q4 Vom Vertrieb Day-Ahead gekaufte Strommenge 9:00 9:15 9:30 9:45 10:00 Gleiches gilt für die zweite halbe Stunde umgekehrt Die Bilanzkreise der Vertriebe sind zunächst unterdeckt Für den Bilanzkreisausgleich müsste eigentlich Strom gekauft werden, um keine Ausgleichsenergie zahlen zu müssen Eigentlich müssten die Vertriebsposition und die ÜNB-Position (zumindest morgens) einen sich gegenseitig ausgleichenden Intraday-Preiseffekt aufzeigen

37 Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise von Vertrieben ohne realisiertem ¼ - h Handel Vertriebe haben den überschüssigen Strom nicht verkauft Ø Q4 Vertriebe haben den benötigten Strom nicht gekauft Vertriebe bauen long-position auf Ø Q3 Vertriebe bauen short-position auf Regelzonensaldo: long günstige negative Regelarbeit Ø Q2 Vom Vertrieb gekaufte Strommenge Regelzonensaldo: short teure positive Regelarbeit Ø Q1 9:00 9:15 9:30 9:45 10:00 rebap Überspeisung < rebap Unterspeisung These: Vertriebe handeln kaum Viertelstundenkontrakte auf dem Intraday-Markt