Markt- und Regulierungsdesign, Netzsicherheit und Energiewende

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1 Markt- und Regulierungsdesign, Netzsicherheit und Energiewende Prof. Dr. Felix Höffler, Universität zu Köln Göttinger Energietagung 2013: Netzsicherheit in Zeiten der Energiewende Göttingen, Prof. Dr. Felix Höffler EWI

2 Herausforderungen ergeben sich aus komplexer Interaktion von Marktdesign, Netzsicherheit und Energiewende. Redispatch Engpass- Management Anreizregulierung Regulierte Investitionen EE-Integration Produkte Preiszonen Anreize für integrierte Optimierung von Netz und Erzeugung Anreize für Netzbetreiber EE-Förderung Netzausbau Europäische Integration Kapazitätsmechanismen Prof. Dr. Felix Höffler EWI 2013 III. Energiewende 2

3 Agenda 1. Fehlanreize bei Erzeugung aus falschem Marktdesign 2. Fehlanreize bei Redispatch-Beschaffung durch falsches Regulierungsdesign 3. Fehlende Anreize zu effizientem Netzausbau Prof. Dr. Felix Höffler EWI

4 Wie wirkt Engpassbewirtschaftung durch Redispatch auf Effizienz im Strommarkt? Ausgangspunkt: Aufrechterhaltung einer einheitlichen Preiszone auch bei temporären Engpässen in einer Zone Region 1: Erzeuger 1: 10 zu 10 /MWh Erzeuger 2: 20 zu 50 /MWh 30 Situation 1: Geringe Kapazität Erzeuger 1 Last Region 2: Erzeuger 3: 20 zu 60 /MWh Last: 40 MWh 10 Region 3 Erzeuger 4: 20 zu 40 MWh Last: 10MWh Kein Engpass R1 R2: Einheitlicher Preis p 1,2 = 50 Import 10 aus R3, p 3 = 40 Prof. Dr. Felix Höffler EWI

5 Wie wirkt Engpassbewirtschaftung durch Redispatch auf Effizienz im Strommarkt? Region 1: Erzeuger 1: 50 zu 10 /MWh Erzeuger 2: 20 zu 50 /MWh 30 Situation 2: Hohe Kapazität Erzeuger 1 Last Region 2: Erzeuger 3: 20 zu 60 /MWh Last: 40 MWh 10 Region 3 Erzeuger 4: 20 zu 40 MWh Last: 10MWh Effizient: Erzeuger 1: 3 Erzeuger 4: 2 p 1 = 10, p 2 = p 3 = 40. Redispatch: p 1 = p 2 = p 3 =10 Export 10 nach R3 Redispatch: -20 in R1, +20 in R2 Einfache Lösung: Gernzüberschreitender Redispatch Prof. Dr. Felix Höffler EWI

6 Abschätzung der Relevanz im Rahmen der EWI-Studie Belastungstest für die Energiewende. Simulation und Annahmen 16 Typtage mit Kombinationen von europäischen Großwetterlagen, zwei Extremwochen (Feb. 2012, Nov. 2011) 21 europäische Länder, 31 deutsche Regionen Redispatch-Berechnung auf Basis stündlicher PTDF- Matrizen Bandbreiten über Nachfrage, erneuerbare Energien, Kraftwerkspark, Übertragungsnetz, Brennstoff-/CO 2 - Preise Zeitraum von in Zweijahresschritten für jede Variation ~200 Szenarien à 6 Jahre gerechnet und analysiert Prof. Dr. Felix Höffler EWI

7 Belastungstest für die Energiewende: Annahmen Zielszenario Netz Bis 2022 Ausbau von ~4000 km Übertragungsnetz (Netzentwicklungsplan 2012) Stromnachfrage Erneuerbare Energien Kraftwerkspark Brennstoffpreise Bis 2020 Reduktion der Nachfrage um 10% (gegenüber 2008, entspricht ~484 TWh Nettostromverbrauch) Bis 2022 Zubau von 26 GW Photovoltaik, 17 GW Wind onshore, 13 GW Wind offshore (Netzentwicklungsplan 2012, Szenario B) Bis 2022 Außerbetriebnahme von 11,6 GW, Zubau von 20 GW und Ersatz von 8 GW an Kraftwerken (Netzentwicklungsplan 2012, Szenario B) In 2022 Brennstoffpreise für Steinkohle ~10 /MWh th, für Erdgas 26 /MWh th (Netzentwicklungsplan 2012) Prof. Dr. Felix Höffler EWI

8 Simulation für Starkwindeinspeisung für Jahr Angelehnt an Netzbericht der BNetzA (03. Mai 2012) Starke Windeinspeisung in Norddeutschland und dem nördlichen Ausland Normale Lastsituation Prof. Dr. Felix Höffler EWI

9 Windeinspeisung in Extremwoche führt zu positivem Regionensaldo im Norden Situation: Zielszenario, Winter 2022, Werktag, Starkwind, 6 Uhr morgens Gleichzeitig negativer Regionensaldo in der Mitte und dem Süden Deutschlands. Prof. Dr. Felix Höffler EWI

10 Hohe Netzauslastung im Startnetz Überlastet nach Dispatch Nicht überlastet nach Dispatch Netz Zielnetz Startnetz Das Netz in Deutschland wäre nach Dispatch deutlich überlastet: Innerdeutsche Verteilung von Erzeugung und Last. Transite von nördlichen zu südlichen Nachbarn. Situation: Zielszenario, Startnetz, Winter 2022, Werktag, Starkwind, 6 Uhr morgens Prof. Dr. Felix Höffler EWI

11 Starkwind-Situation führt trotz Ausbau auf Startnetz zu einer Unterdeckung im Süden Deutschlands Unterdeckung In der dargestellten Stunde zeigt sich die Unterdeckung im Südwesten. Betrachtet man andere Zeitpunkte, findet Unterdeckung auch in den anderen Regionen Süddeutschlands statt. Bereits ab 2018 führt die dargestellte Situation im Startnetz zu Unterdeckungen in Süddeutschland. Situation: Zielszenario, Startnetz, Winter 2022, Werktag, Starkwind, 6 Uhr morgens Prof. Dr. Felix Höffler EWI

12 Hohe Importe aus dem nördlichen Ausland bei gleichzeitigem Export in den Süden. Deutschland importiert von Staaten mit hoher Windeinspeisung. Durch den sinkenden Spotpreis in Deutschland steigen die Exporte in die südlichen, westlichen und östlichen Nachbarstaaten. Situation: Zielszenario, Winter 2022, Werktag, Starkwind, 6 Uhr morgens Prof. Dr. Felix Höffler EWI

13 Agenda 1. Fehlanreize bei Erzeugung aus falschem Marktdesign 2. Fehlanreize bei Redispatch-Beschaffung durch falsches Regulierungsdesign 3. Fehlende Anreize zu effizientem Netzausbau Prof. Dr. Felix Höffler EWI

14 Redispatch-Kosten gegenwärtig abhängig von Kontrollgüte der Bundesnetzagentur. Status Quo: Redispatch-Kosten werden von TSO zu 100% in Netzentgelt weitergegeben Kein Anreiz, Redispatchkosten zu senken Lösungsansatz 1: Redispatch-Markt Problem: Marktmacht in ggf. sehr engen regionalen Märkten Lösungsansatz 2: Redispatch-Kosten vom TSO zu tragen Problem: ausreichende Kompensation des TSO für zusätzliche Belastung schaffen Denkbar: Fixbetrag für Redispatchkosten auf Basis historischer Werte (ggf. absinkend) pauschal erstatten (analog Netzanreizregulierung) Prof. Dr. Felix Höffler EWI 2013 Zielszenario 14

15 Agenda 1. Fehlanreize bei Erzeugung aus falschem Marktdesign 2. Fehlanreize bei Redispatch-Beschaffung durch falsches Regulierungsdesign 3. Fehlende Anreize zu effizientem Netzausbau Prof. Dr. Felix Höffler EWI

16 Gegenwärtig fehlen Anreize zu effizienten Netzinvestitionen. Status Quo: Anreizregulierung für Netzbetreiber zielt auf Kostenreduzierung Netzveränderungen i.d.r. im Rahmen von Investitionsbudgets, damit Rückschritt zu cost plus Regulierung Probleme: Anreiz, dass investiert wird, aber nicht wie Art der Investition wird aber immer wichtiger ( smart grid ) Risiko der Projekte nicht reflektiert Lösungsansatz 1: Redispatchkosten durch TSO tragen -> reflektieren sozialen Wert der Engpassbeseitigung Lösungsansatz 2: allgemein TSO an übergeordneten Zielen messen Prof. Dr. Felix Höffler EWI 2013 Zielszenario 16

17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Prof. Dr. Felix Höffler Staatswissenschaftliches Seminar Universität zu Köln Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln (EWI) Alte Wagenfabrik Vogelsanger Str Köln Tel Prof. Dr. Felix Höffler EWI 2013

18 Die Folge sind EE-Abschaltungen in Norddeutschland. EE-Abschaltung Die Netzüberlastung wird teilweise behoben durch Redispatchmaßnahmen. Insbesondere wird deutsche EE- Erzeugung im Norden abgeschaltet. Selbst vollständige EE- Abschaltung in einigen Regionen reicht noch nicht aus um Überlastung zu beheben. Situation: Zielszenario, Startnetz, Winter 2022, Werktag, Starkwind, 6 Uhr morgens Prof. Dr. Felix Höffler EWI