Optimales Design von Regelund Ausgleichsenergiemärkten aus Sicht eines TSO

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1 Optimales Design von Regelund Ausgleichsenergiemärkten aus Sicht eines TSO 11. ÖGOR-IHS WORKSHOP & ÖGOR ARBEITSKREIS 2016 Christian Todem Wien,

2 Agenda Ziele und aktuelle Herausforderungen Auswirkungen Wesentlichen Aufgaben von Regelreserveund Ausgleichsenergiemärkten Nationaler Regelreservemarkt in AT Internationale Kooperationen Zusammenfassung AUSTRIAN POWER GRID AG

3 Ziele und aktuelle Herausforderungen AUSTRIAN POWER GRID AG

4 Ziele und aktuelle Herausforderungen Ziele Herausforderungen Efficiency (costs) Operational Security (IEM) Internal Electricity Market Sustainability Renewables Integration System Operation, Enforcement & Development EU Emission Trading System Market Design Balancing AUSTRIAN POWER GRID AG

5 Aktuelle Herausforderungen Integration Erneuerbarer Energien Massiver Ausbau von Wind und Fotovoltaik. Höhere nicht bedarfsgerechte Erzeugung. Stärkere Anforderungen an Regelreserve- und Ausgleichsenergiemärkte sowie auch an koordiniertes Engpassmanagement. Födermechanismen von Erneuerbaren Energien Unkoordinierte nationale Ansätze führen zu Marktverzerrungen. Marktanreize und nachhaltige Preissignale und somit Investitionsanreize für den Markt gehen verloren. Erzeugungseinheiten, welche für den zuverlässigen Systembetrieb notwendig sind, gehen verloren (Stilllegung aus wirtschaftlichen Gründen). Smart Grids Einflüsse Abrupter Anstieg bzw. Reduktion der Nachfrageseite. Verschiebung von Spitzenlastnachfrage. AUSTRIAN POWER GRID AG

6 Aktuelle Herausforderungen Dezentralere Einspeisungen Bis jetzt hauptsächlich Top-Down Lastflüsse. Künftig vermehrt Top-Down und Bottom-Up Lastflüsse. Größere geographische Distanzen zwischen Angebot und Nachfrage wodurch vermehrt ausreichende Übertragungsnetze nötig sind. Nicht ausreichend funktionierender CO 2 Handel Verzerrungen durch hohe Zuteilung von Gratiszertifikaten; der Ansatz des Backloadings versucht(e) die Preiseverzerrungen durch Verknappung zu beheben (mit zumindest zweifelhaftem Erfolg). Anlagen mit hohem CO 2 Ausstoß (Braunkohle, Steinkohle) sind eher im Geld; hoch effiziente Anlagen (Gas) nicht? Netzausbau Der nötige Netzausbau hinkt massiv dem Ausbau der Erneuerbaren hinterher! In der Regel Verzögerungen durch mangelnde Akzeptanz. AUSTRIAN POWER GRID AG

7 Auswirkungen AUSTRIAN POWER GRID AG

8 Auswirkungen: loop flows Weiterhin (nötiger) hoher Ausbau an Erneuerbaren Energien. Rekorde an Produktionen aus Erneuerbaren Energien. Netzausbau hinkt massiv hinterher! AUSTRIAN POWER GRID AG > 200MEUR kirchhoff s circuit laws Loop flows Engpassmanagement stark steigend. Druck auf Marktgebiet DE/AT. 8

9 Auswirkungen : Merit Order Effekte Gesicherte Erzeugungseinheiten fallen aus dem Markt stehen nicht mehr als nötige Reserven zur Verfügung! UMM-E Quelle: VSE, Wege in die Stromzukunft

10 Auswirkungen: Merit Order Effekte Source: Proudfoot, centrica energy UK, Renewables on the rise the role for flexible CCGTs, Berlin AUSTRIAN POWER GRID AG 10

11 Auswirkungen: Systembetrieb Volatile generation patterns (not in line with demand) 24:00 Wind power production Conventional production and or DSM 12:00 00: Solar energy production 24:00 12:00 00: Demand characteristics 24:00 12:00 00: power as % of maximum value % % % % % AUSTRIAN POWER GRID AG New products necessary & further challenges for TSOs 11

12 Zwischenfazit Der Strommarkt befindet sich in einem nie dagewesenem Umbruch! Der Übergang ( Energy Transition ) hin zu einer Grünen Stromversorgung stellt alle beteiligten vor massive Herausforderungen. Klassische Aufgabenstellungen zur Lastdeckung über Grund-, Mittel- und Spitzenlast sind überholt. Eine optimale Ausnutzung volatiler Erneuerbarer Einspeisung unter Zuhilfenahme flexibler Einheiten (Mittel- bzw. Spitzenlast- KW) und flexiblen Demand sind das neue Ziel. Regelreserven bilden dabei das nötige stabile Fundament um diesen Umbau zu ermöglichen (Maß und Ziel)! AUSTRIAN POWER GRID AG

13 Maß und Ziel? (Grobschätzung ohne Anspruch auf Vollständigkeit) Stromverbrauch EU 28: ca TWh Angenommene Kosten für Endverbraucher (ohne Steuern und Netzgebühren): ca. 70 EUR/MWh Rund 200 BEUR p.a. Primärregelreserven: ca. +/ MW ca. 0,5 BEUR p.a. Sekundärregelreserven: ca. +/ MW ca. 4 BEUR p.a. Tertiärregelreserven:?? Rund 5-8 BEUR p.a. AUSTRIAN POWER GRID AG

14 Wesentlichen Aufgaben von Regelreserveund Ausgleichsenergiemärkten AUSTRIAN POWER GRID AG

15 Sicherstellung des Systemgleichgewichtes Produktion Verbrauch Zuwenig Produktion: Bremsen der Generatoren (<50Hz) Gleichgewicht (50 Hz) Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch ist Basis für Versorgungssicherheit! Bei Ungleichgewichten müssen Regelmechanismen das Systemgleichgewicht wieder herstellen! Ausreichende Netzkapazitäten zwischen Kraftwerken und Verbrauchern! AUSTRIAN POWER GRID AG 15

16 Wirkung und Einsatz von Regelreserven? (z.b. Kraftwerksausfall; Schematische Darstellung) Sekundärregelung Primärregelung Tertiärregelung Kraftwerksausfall AUSTRIAN POWER GRID AG

17 Verantwortungen und relevante Märkte (schematische Darstellung) ca. 5 min ca. 15 min ca. 45 min ca. 24 h Relevanter Markt PCR (FCR) SCR (FRRa/m) TCR (RR) intraday market day-ahead market Kraftwerksausfälle Mögliche Ursachen Lastschwankungen Rampen Prognosefehler load/demand Verantwortung all TSOs (entire RGCE*) concerned TSOs (LFC Block) power plants, traders TSO Strikte lokale Verantwortlichkeiten Effiziente nat. Regelreservemärkte Internationale Kooperationen AUSTRIAN POWER GRID AG *RGCE: Regional Group Continental Europe Market Effektive Preissignale Anreize um Bilanzen ausgeglichen zu halten!

18 Nationaler Regelreservemarkt in AT AUSTRIAN POWER GRID AG

19 Entwicklung des Regelreservemarkts in der Regelzone APG seit 2010 Seit 2010 erfolgt in Österreich die Beschaffung marktbasiert (ElWOG 2010, auf Basis Richtl. 2009/72/EG). PRR beginnend 2010 und SRR und TRR mit Beginn Primärregelreserven PRR (FCR) Marktbasierte Beschaffung bei APG seit Nur Leistungsausschreibung (Keine Energie) +/- 65 MW Sekundärregelreserven SRR (afrr) Marktbasierte Beschaffung bei APG seit Leistungsund Energieausschreibung +/- 200 MW Tertiärregelreserven TRR (mfrr) Marktbasierte Beschaffung bei APG seit Leistungsund Energieausschreibung MW / (-170) MW Nächster Schritt: europäische Verschränkung der Regelreservemärkte AUSTRIAN POWER GRID AG PRR: Primärregelreserve / FCR : Frequency Contrainment Reserve SRR: Sekundärregelreserve / afrr: automatic Frequency Restoration Reserve TRR: Tertiärregelreserve / mfrr: manual Frequency Restoration Reserve

20 Regelreservemarkt AT Konzentrierung der Regelreservebeschaffung und Implementierung eines One-Stop-Market bei APG sind Voraussetzung für grenzüberschreitende Marktöffnungen! Anbieter A Anbieter B Anbieter C Markt Betrieb PFM HPFC VEB PRR (FCR) SRR (afrr) UA TRR (mfrr) MOT (MOL Server) Verrechnung MDB AUSTRIAN POWER GRID AG Risikomanagement-System Risikomanagement und Revision VEB.. Verlustenergiebeschaffung PRL Primärregelung SRL.. Sekundärregelung TRL.. Tertiärregelung UA.. Ungewollter Austausch MOT.. Merit Order Tool PFM.. Portfoliomanagement MDB.. Marktdatenbank SAP 20

21 Designanforderung national Marktbasierte Beschaffungen für Regelreserven (PRR, SRR, TRR) als Grundvoraussetzung (vor allem für internationale Kooperationen). Klare Unterscheidung nach Leistungsvorhaltung (Balancing Capacity) und Aktivierung (Balancing Energy) eigenständige Merit-Order für Aktivierung(!). Klare und transparente technische Teilnahmebedingungen. Technologieneutral (auch Demand Response auf Basis Pooling)! So frei als möglich von Interventionen (Price Caps, etc.) Klare Ausrichtung auf internationale Kooperation (Liquidität!). Flexibilität im Hinblick auf Anpassungen (bei Kooperationen ist so gut wie immer Anpassungsbedarf gegeben; Produkte, Methoden, ) AUSTRIAN POWER GRID AG

22 Internationale Kooperationen AUSTRIAN POWER GRID AG

23 Wesentliche Anfoderungen Nationale Märkte (level playing field). Klare und strikte lokale Verantwortungen (PRQ, Notfallprozesse, Aktivierung, Abrechnung, ). Hohes Maß an Harmonisierung. Gemeinsamen Markte durch Schaffung gemeinsamer Merit-Order Listen. Basierend auf Erfahrungen des D-1 Marktes (siehe Market Coupling). TSO-TSO Kooperationsform AUSTRIAN POWER GRID AG 23

24 Übersicht - Weiterentwicklung des grenzüberschreitenden Regelenergiemarktes Deutschland (angestrebt) IN (IGCC)* seit PRR (TSO-TSO) seit SRR (TSO-TSO) Q2-Q3 2016!! TRR (TSO-TSO) Ab ca. 2017? 7 Nachbarländer, 8 Nachbar-TSOs Tschechien IN: in Vorbereitung Ungarn IN: in Diskussion PRR: In Diskussion Schweiz PRR (TSO-TSO) seit 2013 IN in Vorbereitung Slowenien IN (INC) seit 2013 PRR (FCR) Primärregelreserve SRR (afrr) Sekundärregelreserve TRR (mfrr) Tertiärregelreserve IN Imbalance Netting INC Imbalance Netting Cooperation IGCC International Grid Control Cooperation AUSTRIAN POWER GRID AG *mit DE, CZ, FR, DK, BE, NL und CH Kroatien IN (INC) seit 04/2016 Italien IN: in Diskussion

25 Übersicht: Erzielte Einsparungen durch Regelreservekooperationen der APG Technische Effizienz Imbalance Netting Kooperationen (DE, SI) Marktverschränkung Primärregelleistungskooperation (DACH-NL) Ersparnisse gesamt INC* Savings IGCC** Savings PRL Savings*** MEUR MEUR MEUR ,57 0,00 3, ,24 32,85 4, ,83 40,91 3,73 Summe 26,64 73,76 11,07 ca. 7,6 MEUR ca. 47 MEUR ca. 56 MEUR ca. 111 MEUR (!) AUSTRIAN POWER GRID AG *INC Savings bis ; **IGCC-Savings bis ; ***Annahme PRL-Savings: Preis vor Kooperation 4700 /MW

26 Preise Primärregelreserve Start AT/CH Start DACH+(+) lokaler Markt Markt AT/CH Markt AT/CH/DE/NL AUSTRIAN POWER GRID AG Ø- Preise * [EUR/ MW] [EUR/ MW] [EUR/ MW] [EUR/ MW] [EUR/ MW] PRR Ö 5319, , , , ,01 * Daten bis KW16

27 Zusammenfassung AUSTRIAN POWER GRID AG

28 Zusammenfassung Die Stromversorgung in Europa befindet sich im Umbruch! Der Übergang ( Energy Transition ) hin zu einer Grünen Stromversorgung ist eigentlich Energy Revolution Um die aktuell beschlossenen Paris Ziele zu erfüllen muss der durchschnittliche CO2 Ausstoß von aktuell (2015) 411 kg/mwh auf (2050) 15 kg/mwh reduziert werden (OECD Länder). 1 Regelreservemärkte sind, aktuell noch, ein stabiles und sicheres Fundament um diese Herausforderung bestmöglich zu meistern! Märkte und Marktentwicklung sind wesentlich! Aber: mit Maß und Ziel (Systemrelevanz vs. Kosteneffizienz) UMM-E bis 2050 soll die globale Erwärmung auf < 2 C limitiert werden! Siehe auch IEA, Repowering Markets, 2016.

29 Anforderungen Sicherstellung der hohen Versorgungssicherheitsstandards (vor allem während der aktuellen Transition) Lokale Verantwortung mit kurzen Wegen um lokale Probleme lokal auch weiterhin sicher beherrschen zu können. Forcierung eines internationalen Marktes für Regelreserven! TSO TSO Modell des NC Balancing ist nötige Basis! (vollkommen analog aufgebaut zum day-ahead Market Coupling) (Int.) Harmonisierung wesentlicher Komponenten zur Ermittlung von Ausgleichsenergiepreisen! Schaffung einheitlicher Standards und konsistenter Incentives damit Bilanzgruppen sich ausregeln (konsistent mit jeweiligem lokalen Regelreservemarkt [ scheduling area ]). Bilanzgruppenverantwortlichkeit für Erneuerbare Energien. UMM-E

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