Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement

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1 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Katrin Schmitz*, Christoph Weber Narem Abschlussworkshop in Essen, 07/05/2013 LEHRSTUHL FÜR

2 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Agenda 1. Engpasssituation in Deutschland 2. Engpassmanagement durch Marktdesign 3. Bewertung von Methoden des Engpassmanagements 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz 4. Fazit 2

3 Quelle Redispatch : Bundesnetzagentur (2012) LEHRSTUHL FÜR 1. Engpasssituation in Deutschland Aktuelle und zukünftige Entwicklungen in Deutschland (I) Steigende Einspeisung aus EE Zunehmend dezentrale Erzeugung Zunehmendes Auseinanderfallen von Produktion und Verbrauch (geographisch) Neue Herausforderungen durch Integration von Offshore-Windparks Verzögerungen im Netzausbau bzw. Netz hält mit EE-Ausbau nicht Schritt DENA (2005), DENA (2010): erforderlicher Netzausbau km ENTSOE (2011): erforderlicher Netzausbau Europa km km Upgrades Zunahme der internationalen Handelsaktivitäten Atomenergieausstieg GWh Redispatchmenge und -kosten GWh Mio.? Mio

4 1. Engpasssituation in Deutschland Aktuelle und zukünftige Entwicklungen in Deutschland (II) Steigende Herausforderungen für ÜNB in täglicher Netzführung: Engpassmanagement und Redispatch Netzstabilität (Frequenzhaltung etc.) Steigende Herausforderungen für VNB Großteil der EE-Anlagen sind ans Verteilnetz angeschlossen EE als Verursacher vieler Engpässe auf Übertragungsnetzebene Bisher: kaum aktive Steuerung im Verteilnetz möglich (kein Engpassmanagement auf Verteilnetzebene) Zusätzliche Übertragungskapazitäten durch Netzausbau oder geeignetes Marktdesign/ effizientes Engpassmanagement? Engpassmanagement-Methoden für Übertragungsnetz auch auf Verteilnetz übertragbar? 4

5 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Agenda 1. Engpasssituation in Deutschland 2. Engpassmanagement durch Marktdesign 3. Bewertung von Methoden des Engpassmanagements 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz 4. Fazit 5

6 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Marktorientiert Effiziente Preisbildung Diskrimierungsfrei und transparent 15 StromNZV Art 16 EG Nr. 714/2009 Anforderungen an ein effizientes Engpassmanagement: Wettbewerbskonform Vollständige Kapazitätsnutzung Quelle: vgl. Wawer (2007) 6

7 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Engpassmanagement durch Marktdesign: Redispatch Manueller Eingriff ins Marktgeschehen um drohende Transportengpässe zu verhindern Market Splitting: Zonales bzw. nodales Marktdesign Markt zerfällt entlang der Engpässe (zwischen Zonen bzw. Netzknoten) in mehrere Marktregionen Preis vor Engpass < Preis hinter Engpass Bsp.: Nordpool; PJM, NYISO, CAISO Market Coupling Bewirtschaftung von Engpässen zwischen Märkten/ Ländern Ziel: Optimale Ausnutzung vorhandener Transportkapazitäten Bsp.: CWE-MC: DE, NL, BE, LU, F 7

8 Quelle: ENTSOE (2012) LEHRSTUHL FÜR 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Beispiel für Redispatch Redispatch = Eingriff des ÜNB in die Fahrweise von Erzeugungs- und Speicheranlagen um die Systemsicherheit zu gewährleisten Annahme: Engpass i. H. v. 500 MW zwischen Remptendorf und Redwitz Redispatch-Maßnahme: Runterfahren von Kraftwerken vor dem Engpass (Negativer Redispatch) Wie viel runtergefahren werden muss hängt von der Wirksamkeit des Kraftwerks auf den spezifischen Engpass ab Hochfahren von Kraftwerken hinter dem Engpass (Positiver Redispatch) In Höhe der Energiemenge, die vor dem Engpass reduziert wurde 8

9 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Engpassmanagement durch Marktdesign: Redispatch Manueller Eingriff ins Marktgeschehen um drohende Transportengpässe zu verhindern Market Splitting: Zonales bzw. nodales Marktdesign Markt zerfällt entlang der Engpässe (zwischen Zonen bzw. Netzknoten) in mehrere Marktregionen Preis vor Engpass < Preis hinter Engpass Bsp.: Nordpool; PJM, NYISO, CAISO Market Coupling Bewirtschaftung von Engpässen zwischen Märkten/ Ländern Ziel: Optimale Ausnutzung vorhandener Transportkapazitäten Bsp.: CWE-MC: DE, NL, BE, LU, F 10

10 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Preismechanismus beim Market Splitting: Nodaler bzw. zonaler Preis Beispiel: A = Grenzkosten der Produktion Übertragungskapazität: 500MW 700 MW 500 MW B + Kosten für Engpässe + Verluste Überschreitung der Ü kap um 200 MW A B Überproduktion : Preis A Zu hohe Last : Preis B teurere Kraftwerke in B müssen produzieren Kurzfristiges Preissignal: Kraftwerkseinsatz unter Berücksichtigung von Engpässen Langfristiges Preissignal: Investitionsanreize Neue Erzeugungskapazitäten B Upgrade der Übertragungskapazität 11

11 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Engpassmanagement durch Marktdesign: Redispatch Manueller Eingriff ins Marktgeschehen um drohende Transportengpässe zu verhindern Market Splitting: Zonales bzw. nodales Marktdesign Markt zerfällt entlang der Engpässe (zwischen Zonen bzw. Netzknoten) in mehrere Marktregionen Preis vor Engpass < Preis hinter Engpass Bsp.: Nordpool; PJM, NYISO, CAISO Market Coupling Bewirtschaftung von Engpässen zwischen Marktgebieten/ Ländern Ziel: Optimale Ausnutzung vorhandener Transportkapazitäten Bsp.: CWE-MC: DE, NL, BE, LU, F 12

12 2. Engpassmanagement durch Marktdesign Market Coupling: Nord-West-Europa Quelle: 13

13 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Agenda 1. Engpasssituation in Deutschland 2. Engpassmanagement durch Marktdesign 3. Bewertung von Methoden des Engpassmanagements 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz 4. Fazit 14

14 3. Forschung am EWL Verschiedene Anforderungen des Engpassmanagements in Übertragungs- und Verteilnetz LEHRSTUHL FÜR Übertragungsnetz: Aktive Netz-Steuerung, aber: viele Engpässe werden durch fluktuierende EE-Einspeisung verursacht Anschluss EE-Anlagen größtenteils in Verteilnetz Verteilnetz: Bisher kaum aktive Steuerung möglich / kein Engpassmanagement First-Best answer für Ü netz: Market Splitting durch nodale Preise nur bedingt geeignet für Verteilnetzebene: Anforderung: ISO deutlich größere Anzahl Verteilnetzbetreiber Nodale Preise deutlich größere Anzahl Netzknoten im Verteilnetz Notwendigkeit der Entwicklung von Ansätzen, die auf beiden Netzebenen adäquate Anreize schaffen 15

15 DE DE DE DE DE GWh Quelle Redispatch : Bundesnetzagentur (2012) LEHRSTUHL FÜR 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz Entwicklung des Redispatch-Bedarfs in 2015 Haupttreiber: 8,000 Steigende EE-Produktion ( Lastzentren) 7,000 Resultierende Exporte und Importe Netzausbau, 6,000 der mit EE nicht Schritt hält 5,000 4,000 3,500 3, % 7,314 3,000 2,000 1, ,200 2, (BNetzA) 2009 (BNetzA) 2010 (BNetzA) 2011 (BNetzA) (JMM(Joint model results, Market Without Model) Market Splitting) 16

16 Quelle Regionenmodell-Karte: TSO websites, Quelle Engpässe 2011: BNetzA und Bkartellamt (2012) 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz Entwicklung der Engpässe in 2015 Engpassmenge = Energiemenge, die aufgrund von Netzengpässen nicht transportiert werden kann LEHRSTUHL FÜR Conneforde-Sottrum Audorf-Dollern Marktzone DE_N Borken Redwitz-Remptendorf Marktzone DE_S Helmstedt-Wolmirstedt Raitersaich-Irsching Hauptengpässe 2011: Redwitz-Remptendorf (50Hz3_Te5) Audorf-Dollern (Te1_Te2) Hauptengpässe 2015: Amp2_Amp4 50Hz3_Te5 Te5_TrBW1 Market Splitting entlang Hauptengpässe 17

17 DE DE DE DE GWh LEHRSTUHL FÜR 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz Implikationen von Market Splitting für SoS-Indikatoren: Engpässe und (negativer) Redispatch , ,344 Reduktion insgesamt Reduktion an Zonengrenze 1,790 72% 73% Reduktion insgesamt 3,009 59% Reduktion DE_N 61% Reduktion DE_S 23% Congestion Engpassmenge 2015 (JMM, Without 2015 (JMM, Market Splitting) ohne Market Splitting) Congestion Engpassmenge 2015 (JMM, 2015 With (JMM, 2 zones) mit 2 Marktzonen Redispatchmenge 2015 (JMM, Without 2015 (JMM, Market Splitting) ohne Market Splitting) Redispatchmenge 2015 (JMM, 2015 With (JMM, 2 zones) mit 2 Marktzonen) 18

18 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz ABER : Market Splitting bedingt Änderung des Preisbildungsmechanismus Beibehaltung erwünscht? Entwicklung eines nachträglich zonalen Redispatch-Vergütungsmodells: Beibehaltung eines deutschen Marktgebiets Nachträgliche Preiszonierung mithilfe engpassbezogener Preisaufschläge Alle Kraftwerke in Defizitregion erhalten Engpasspreis Alle Kraftwerke in Überschussregion zahlen Engpassgebühr KWB bieten in entsprechende Auktionsmärkte Siehe WP Deilen/Schmitz/Weber 2013 Comparison of different redispatch remuneration models and development of an ex-post zonal model for a more efficient congestion management in Germany 22

19 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Agenda 1. Engpasssituation in Deutschland 2. Engpassmanagement durch Marktdesign 3. Bewertung von Methoden des Engpassmanagements 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz 4. Fazit 26

20 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz Besonderheiten Verteilnetz Bisher kaum aktive Steuerung möglich Vielzahl an Verteilnetzbetreibern Vielzahl an Netzknoten Möglichkeiten zur Anreizsetzung im Verteilnetz Locational Energy Pricing / Nodal pricing Locational Grid Tariffs Smart Energy Contracts (vgl. Brandstätt et. al 2011) Engpassabhängige Netzentgelte (EWL) 27

21 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz Möglichkeiten zur Anreizsetzung im Verteilnetz Locational Energy Pricing (= Nodal Pricing) Hoher Implementierungsaufwand! ISO? Anzahl Netzknoten Ortsabhängige Netztarife = Viele Ausgestaltungsmgl.: Anschluss vs. Nutzung, deep charges, Geringere Implementierungskosten als LEP z.zt. keine gesetzliche Grundlage ( 17 StromNEV) Smart Energy Contracts (vgl. Brandstätt et. al 2011) = Bilaterale Verträge zwischen Netzbetreiber und Konsument bzw. Erzeuger Idee: Belohnung für netzfreundliches Verhalten Abschluss nur in Win-Win-Situationen vgl. Vogel (2009): Regulierung dieser nicht erforderlich, da Ausbau der dezentralen Erzeugung in jedem Fall erfolgt Gefahr: Strategisches Verhalten Engpassabhängige Netzentgelte (EWL) 28

22 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz Engpassabhängige Netzentgelte Grundprinzip: Allgemeiner Marktpreis + engpassabhängige Netzentgelte (positiv /negativ) Iterativer Preisbildungsprozess: (auf Basis disaggregierter lokaler Angebotsprofile am Marktplatz): 1. Anlagenbetreiber platzieren (regional.) Angebote an DA-Börse 2. Börse ermittelt auf Basis der (regional.) Angebote einen Systempreis 3. Anlagenbetreiber übermitteln regional. DA-Fahrpläne an lokalen Netzbetreiber 4. Ermittlung der aus dem DA-Dispatch resultierenden Lastflüsse durch Netzbetreiber 5. Ermittlung der damit verbundenen engpassbedingten Zu- & Abschläge auf Netzentgelte für jede einzelne Anlage 6. Ggf. Anpassung der Fahrweise für die dezentralen Erzeuger und Nachfrager 7. Börse bestimmt erneut einen Systempreis und Netzbetreiber Lastflüsse 8. die Schritte 3. bis 7. werden falls erforderlich wiederholt 29

23 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz Engpassabhängige Netzentgelte Vorteile (+) Kein ISO erforderlich LEHRSTUHL FÜR (+) Mehr Freiheit für Anlagenbetreiber: Da Dispatch weiterhin dezentral durch Betreiber erfolgt - und nicht durch ISO zentral für alle (+) Dennoch geht bei Preisbildung und Dispatch zusätzliche Info, nämlich die geographische, in den DA-Markt ein (+) Bewirtschaftung von Speichern und flexiblen Lasten kann auf Basis von konsistenten DA-Preisen erfolgen (+) Graduelle Einführung möglich, beschränkt auf Netzgebiete mit Engpässen 31

24 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz Engpassabhängige Netzentgelte Nachteile (-) Unter Umständen viele iterative Schritte notwendig bis Marktergebnis konvergiert (gegen LMPs) (-) Aufwand zur Erstellung regional aufgelöster Fahrpläne (vergleichbar mit LMPs) (-) Transparenter Kommunikationsprozess erforderlich Rechtzeitige Vorankündigung der Einführung durch Netzbetreiber Darlegung des Netzbetreibers dass Netzinvestitionen nicht vorteilhafter Prüfung durch Regulierer 32

25 Ausgestaltung von Strommärkten im Hinblick auf ein geeignetes Engpassmanagement Agenda 1. Engpasssituation in Deutschland 2. Engpassmanagement durch Marktdesign 3. Bewertung von Methoden des Engpassmanagements 3.1 Engpassmanagement im Übertragungsnetz 3.2 Engpassmanagement im Verteilnetz 4. Fazit 33

26 4. Fazit Schlussfolgerungen Große Herausforderungen für Engpassmanagement durch steigenden Anteil fluktuierend einspeisender Erneuerbarer Massiver Anstieg der Engpässe im Übertragungsnetz in 2015 zu erwarten Voraussichtlich auch erheblicher Anstieg im Verteilnetz Market Splitting im Übertragungsnetz kann wichtige Beiträge zur Systemsicherheit leisten Kein Ersatz, aber Ergänzung zu Netzausbau Im Verteilnetz kann ein flexibler, selektiver Engpass-Bepreisungsalgorithmus Anreize schaffen Begrenzte Eingriffstiefe bei gleichzeitiger ökonomischer Effizienz Maßgeblich für Effektivität ist auch wie die Erneuerbaren einbezogen werden Absoluter Einspeisevorrang oder Marktorientierte Einspeisung (relativer Einspeisevorrang durch niedrige variable Kosten) 34

27 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Fragen, Anregungen oder Kommentare? Kontakt: Dipl.-Kffr. Katrin Schmitz Telefon: / LEHRSTUHL FÜR

28 Literatur I LEHRSTUHL FÜR Brandstätt, C, Brunekreeft, G., Friedrichsen, N. (2011): Locational signals to reduce net-work investments in smart distribution grids: What works and what not?, in: Utilities Policy 19, S Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt (2012): Monitoringbericht 2012 Bundesnetzagentur (2012): Beschluss der Beschlusskammer 8 zur Festlegung von Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei strombedingten Redispatchmaßnahmen und bei spannungsbedingten Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung, Aktenzeichen BK Consentec and frontier economics (2011): Bedeutung von etablierten nationalen Gebotszonen für die Integration des europäischen Strommarkts ein Ansatz zur wohlfahrtsorientierten Beurteilung. Ein Bericht für die Bundesnetzagentur. Oktober Deilen, C., Schmitz, K., Weber, C. (2013) Comparison of different redispatch remuneration models and development of an ex-post zonal model for a more efficient congestion management in Germany, Working paper ( 36

29 Literatur II LEHRSTUHL FÜR ENTSOE (2012): TSO websites ( Vogel, P. (2009): Efficient Investment Signals for Distributed Generation. in: Energy Policy (37) 9, S Wawer, T. (2007): Konzepte für ein nationales Engpassmanagement im deutschen Übertragungsnetz, in: Zeitschrift für Energiewirtschaft (31) 2 37