PJM KAPAZITÄTSBÖRSE RELIABILITY PRICING MODEL (RPM)

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1 PJM KAPAZITÄTSBÖRSE RELIABILITY PRICING MODEL (RPM) Wilhelm Süßenbacher, Michael Schwaiger, Heinz Stigler Technische Universität Graz Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation (IEE) Inffeldgasse 18 A-8010 Graz 1 / 21

2 Inhaltsübersicht o Einleitung o Überblick PJM o Ziele Reliability Pricing Model (RPM) o Berücksichtigung von Leitungsengpässen o Teilnahmeberechtigte Kapazitäten o Preisfindungsmechanismus o Ergebnisse bisher o Beurteilung des Modells o Zusammenfassung und Ausblick 2 / 21

3 Einleitung o Sichere Energieversorgung ausreichende Erzeugungskapazitäten o Liberalisierter Strommarkt Energiepreis als Investitionsanreiz o Empirische Untersuchungen (Joskow) & Modellrechnungen zeigen Investitionen in reinen Energiemärkten kritisch! o Strombörse volatile Preise Fixkosten nicht angebotsrelevant Fixkostendeckung nicht im Vorhinein sichergestellt o Folge mangelnde Investitionssicherheit 3 / 21

4 Einleitung o Mögliche Lösung des Problems Kapazitätsmärkte o Sinnvolle Ergänzung zu reinen Energiemärkten (Joskow, Ockenfels, Roques, et. al) o gehandeltes Produkt = Leistung o International drei Arten von liberalisierten Strommärkten Reiner Energiemarkt: Erlöse aus E&AS Markt (z.b. AUT, D) Energiemarkt + Kapazitätszahlungen: Erlöse aus E&AS Markt und admin. bestimmte Kapazitätszahlungen (z.b. ES, AR, CL) Energiemarkt + Kapazitätsmarkt: Erlöse aus E&AS Markt und marktbestimmte Kapazitätszahlungen (z.b. PJM, ISO-New England, GR) 4 / 21

5 Überblick PJM Marktgebiet o PJM Übertragungsnetzbetreiber in Nordamerika (RTO) o Koordiniert Erzeugung, Übertragung und Markt in 13 Staaten o Installierte Leistung von 165 GW vgl. ENSTO-E Kont. 667GW (Stand 2009) o Hochvermaschte Netzstruktur o Hochspannungsnetz mit km Leitungslänge o Nodal Pricing und Kapazitätsbörse Quelle (ISO/RTO Council) 5 / 21

6 Reliability Pricing Model (RPM) o Seit im Einsatz o Löste Capacity Credits Model ab o Ziele von RPM: o Ausreichende Erzeugungskapazitäten sicherstellen o Erwirtschaftung der Fixkosten gewährleisten o Erzeugern langfristiges Preissignal liefern o Forward Markt für physikalische Leistung 3 Jahre vor Lieferung o Endkundenversorger KW-Leistung Beitrag Leistungsspitze o KW-Besitzer, Verbraucher mit DSM-Potential, etc. Anbieter 6 / 21

7 Reliability Pricing Model (RPM) o Relevant nicht installierte Leistung verfügbare Leistung UCAP = ICAP (1 EFORd) mit: UCAP...verfügbare Leistung ICAP..installierte Leistung EFORd..Ausfallsrate o Versorgungssicherheitskriterium 1 Tag in 10 Jahren o Spitzenlast + 15% an installierter Reserve (IRM) gefordert o Leitungsengpässe im Kapazitätsmodell berücksichtigt 7 / 21

8 Lokale Kapazitätszonen o Netzgebiet aufgeteilt lokale Kap.-Zonen o Eigene Versteigerung in jeder Kap.-Zone o Gebiete mit zu geringer Leistung höhere Kap.-Preise dzt. drei Kap.-Zonen ab 2010/ Kap.-Zonen geplant Quelle (PJM, 2007) Quelle (LECG, 2008) 8 / 21

9 Teilnahmeberechtigte Ressourcen o Erzeugungsanlagen Bestehend und geplant o Verbraucher mit Lastmanagement abschaltbare Verbraucher, garantierter Lastsprung, garantierter Verbrauch o Energieeffizienz-Maßnahmen sparsamere Betriebsmittel, effizientere Produktionsprozesse, etc. o Ausbau von Übertragungsleitungen Ltg. in engpassbehaftetes Gebiet ZahlungenfürLtg. = (PreisunterschiedKapazitätszonen) (importierteleistung) 9 / 21

10 Möglichkeiten der Kapazitätsbeschaffung Endkundenversorger müssen Kapazität nachweisen o Deckung mittels eigenen Erzeugungsanlagen o Bilateralen Verträgen mit Erzeugern o Zuteilung über Kapazitätsbörse o Alternative: Fixed Ressource Requirement (FRR) Versorgungsunternehmen scheiden aus RPM aus müssen PJM jährlich Kapazitätsplanung nachweisen Teilnahme minimal fünf Jahre 10 / 21

11 Auktionsmechanismen in RPM o Bis zu 4 Auktionen bis zum Bereitstellungsjahr (1 BRA + 3 IA) Quelle (PJM, 2007) 11 / 21

12 Base Residual Auction (BRA) o Preisbestimmung künstlich ermittelte Nachfragekurve o Cost of New Entry (CONE) wesentlicher Einflussparameter o CONE jährliche Fixkosten eines neuen Gas- oder Gas- und Dampfkraftwerkes Kapitalkosten fixe jährlichen O&M-Kosten garantierte EK-Verzinsung o NetCONE = CONE E&AS o vorgesch. Reserveleistung wesentlicher Einflussparameter Bestimmung der Kapazitätsmenge 12 / 21

13 Base Residual Auction (BRA) Quelle (PJM, 2008) 13 / 21

14 Angebotslegung im Reliability Pricing Model o Gebotsobergrenzen für Anbieter von Kapazitäten: Vermeidbare Fixkosten bei Stilllegung für 1 a + garantierte Eigenkapitalverzinsung prognostizierte Erlöse aus E&AS Markt - Gebotsobergrenze o Vermeidbare Fixkosten bei Stilllegung für 1 a beinhalten: o administrative Ausgaben o Wartungsausgaben o Steuern und Versicherungsausgaben, o Wahl Standardwert für Anlagentyp / konkrete Berechnung 14 / 21

15 Base Residual Auction 2011/2012 Quelle (Brattle Group, 2009) 15 / 21

16 New Entry Pricing o Anreiz für Errichtung neuer Anlagen o Kapazitätspreis 1. Base Residual Auction für 3 a garantiert o Andere Ressourcen erhalten normalen Kapazitätspreis Strafzahlungen o Nichteinhaltung von Lieferverpflichtungen Strafzahlungen o z.b. verrechnet für Nichtverfügbarkeit von KWs zur Spitzenlastzeit, Verzögerung von Leitungsbauprojekten, 16 / 21

17 Ergebnisse der bisherigen Versteigerungen Quelle (Brattle Group, 2009) Fall 1: 50 $/MWd 36,4 /MWd /MWa GuD-Anlage mit 5 Mio. /a Fall 2: 200 $/MWd 145,5 /MWd /MWa 400MW inst., EFORd = 6% 20 Mio. /a 17 / 21

18 Ergebnisse der bisherigen Versteigerungen Ressourcen Typ Zusätzliche installierte Leistung durch RPM (MW ICAP) Zusätzlich installierte Leistung durch RPM (%) Nicht stillgelegte Kraftwerke % Neubewertungen % Neue Anlagen netto / brutto / % Exportrückgang (netto) % Demand Side Management % Gesamt % Quelle (Brattle Group, 2008) 18 / 21

19 Beurteilung Reliability Pricing Model o Sinnvolle Ansätze lokale Kapazitätszonen Berücksichtigung DB aus E&AS in Preisbildung der Kap.-Börse Förderung kundenseitiger Einsparmaßnahmen (DSM, Energieeffizienz) o Trotzdem wesentliche Schwachpunkte Modell ist hochkomplex Folgewirkungen schwer abschätzbar Künstliche Nachfragekurve äußerst sensibel 0,2% Kapazitätsmenge Änderung Kap.-Kosten von umgerechnet $87 Mio. (= 63 Mio. ) von vielen Parametern abhängig, teilweise nur geschätzt E&AS ex ante Verrechnung 40% höhere Kapazitätspreise (LECG, 2008) Zeitraum für garantierte Zahlungen und Beschaffung zu kurz Leitungsbauprojekte müssen frühzeitig mitgeteilt werden 19 / 21

20 Zusammenfassung und Ausblick o Kapazitätsmarkt prinzipiell sinnvoll o Soll für Investitionen im richtigen Ausmaß zum richtigen Zeitpunkt und am richtigen Ort sorgen o Besonderheiten der Elektrizitätswirtschaft berücksichtigen Modell vom PJM noch nicht im erforderlichen Ausmaß o In Europa nur ES & GR sep. Kapazitätszahlungsmechanismen o Hoher Investitionsbedürfnisse EU-27, mangelnde Investitionen Einführung Kapazitätsmärkte auch in Europa sinnvoll langfristiges Preissignal, mehr Investitionssicherheit o Marktintegration 20 / 21

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit 21 / 21