EFET Vortragsreihe Energiehandel Kapazitätsrechte (Strom) European Federation of Energy Traders

Transkript

1 EFET Vortragsreihe Energiehandel Kapazitätsrechte (Strom) European Federation of Energy Traders Thomas Niedrig, FORMAET 1

2 EFET: Stimme der europäischen Energiegroßhändler The European Federation of Energy Traders (EFET) Repräsentiert über 80 Handelsunternehmen in über 20 europäischen Ländern Fördert den paneuropäischen Energiehandel in offenen, transparenten und liquiden Grosshandelsmärkten Wesentliche Aktivitäten Eintreten für die Marktliberalisierung Förderung des Energiehandels in Europa Standardisierung von Verträgen 2

3 Mission: Verbesserung der Bedingungen für den europäischen Energiehandel The EFET mission involves improving conditions for energy trading in Europe and fostering the development of an open, liquid and transparent European wholesale energy market. Durch bessere Markttransparenz Datenaustausch Produkte und Prozesse Gesetze Regulierung Steuergesetze Europäische Verträge Marktorganisation 3

4 Das Ziel eines EU-Binnenmarktes erfordert den freien Warenverkehr über die nationalen Grenzen» the ultimate vision of the European Electricity Market is a transparent and liquid market that encompasses all of Europe and is facilitated through trading that is unimpeded by national borders or other boundaries * «Offene Fragen bei Transportrechten: - welche Kapazitäten für - welchen Zweck mit - welchen Anforderungen - in welchem Verfahren? Quelle: EFET Erstes EFET Papier speziell zu Transportrechten: «EFET Position Paper on ATC & congestion management»; Aug

5 Bereits heute gute Korrelation der Marktpreise im Terminmarkt Preise für Baseload im Folgejahr 5

6 Starker Anstieg des grenzüberschreitenden Stromflusses Source: UCTE (Data as of ) 6

7 EU-Binnenmarkt Strom und Gas Europäisches Parlament und Europäischer Rat sehen die Schaffung eines gemeinsamen europäischen Binnenmarktes vor Die Zusammenführung der 27 Strom- und Gasmärkte ist ein komplexer Prozess Eine Einigung aller Mitgliedstaaten in einem Schritt wurde nicht erreicht (Florenz-, Madrid-Initiativen) Die EU-Kommission verabschiedet 2003 ein Strategiepapier zur Schaffung Regionaler Märkte als ein Schritt hin zu einem einheitlichen EU-Energiebinnenmarkt 7

8 Der grenzüberschreitende Verkehr für Strom und Gas ist Gegenstand von EU-Konsultationen Florence Forum: Plattform für Konsultationen zu Strom Madrid Forum: Plattform für Konsultationen zu Gas Ziele: - Weiterentwicklung der Zusammenarbeit zwischen den TSO mit dem Ziel der Verwirklichung eines EU-Binnenmarktes - Vorbereitung der einschlägigen EU- Vorschriften (z.b. Congestion Management Guidelines) Quelle: 8

9 ERGEG-Regionalinitiativen Die sogenannte ERGEG* Regionalinitiativen umfassen folgende Aktivitäten: In jeder Region gibt es einen federführenden Regulator Wettbewerbshindernisse und einschränkungen sollen beseitigt werden Zu diesen Hindernissen gehören: mangelnde grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten nicht koordinierte Engpassauktionsverfahren unterschiedliche gesetzliche Rahmenbedingungen *ERGEG: European Regulators' Group for Electricity and Gas; eingesetzt von der Europäischen Kommission per 11. November 2003 (Entscheidung 2003/796/EG). Beratende Gruppe, die sich aus den Leitern der (unabhängigen) nationalen Regulierungsbehörden aller EU-Mitgliedsstaaten zusammensetzt. Ihre Aufgabe ist es, die Kommission bei der Schaffung des gemeinsamen europäischen Binnenmarktes für Strom und Gas zu unterstützen. 9

10 Die Regionalinitiativen UK & Ireland: Central* West Northern Central - East Baltic Zur Zeit gibt es sieben Regionalinitiativen: - Central West (CWE) - Central East (CEE) - South West (SWE) - Central South (CSE) - Baltic Region - Northern Region - France UK Ireland (FUI) South - West Central - South Deutschland ist aufgrund seiner geografischen Lage Teil von vier Regionen. 10

11 Wertschöpfungskette Strom und Gas vor Liberalisierung integriertes Unternehmen (von der Erzeugung bis zu den Endkunden) nach Liberalisierung Erzeugung Markt Handel Transport Verteilung reguliertes Netz Vertrieb Markt Netz ist bei leitungsgebundenen Energien wie Strom und Gas notwendige Voraussetzung Netz bildet ein natürliches Monopol Zugang zum Netz ist reguliert 11

12 Mögliche Nutzung von Transportrechten Konflikt zwischen Nutzung im: - Terminmarkt - Spotmarkt und - Regelenergie Quelle: Eurelectric, SG Balancing & Intra-day Markets 12

13 Historische Entwicklung des Engpaßmanagements Im Laufe der Marktentwicklung wurden in Europa eine Reihe von unterschiedlichsten Methoden zur Engpassbewirtschaftung angewendet: - Pro Rata Die verfügbare Kapazität wird anteilig allen zugeordnet, die einen Bedarf angemeldet haben - First Come, First Serve Derjenige, der als Erster seinen Bedarf anmeldet erhält die Kapazität - Grandfathering Zukünftige Rechte werden auf Grundlage der historischen Nutzung vergeben - Marktbasierte Verfahren - Explizite Vergabe (durch Auktionen) Versteigerung von definierten Transportrechten an Marktparteien - Implizite Vergabe Vergabe der Transportrechte auf Grundlage einer Preisdifferenz zwischen Spotpreisen (beim Markt Coupling) bzw. durch Annahme eines Fahrplans auf Grundlage eines Geschäftes (so z:b. bei Intra Day Handel) 13

14 Idealtypische Effekte des Market Couplings Optimale Ausnutzung bestehender grenzüberschreitender Kapazitäten im Day- Ahead-Markt Die Konvergenz der Preise verstärkt sich im Idealfall ist der Preis in allen Preiszonen am Ende gleich (wenn verfügbare Kapazität > benötigte Kapazität) : Markt 1 Markt 2 P ( /MWh) P ( /MWh) Nachfrage Nachfrage Export P2 P1* P1 P2* Import Angebot Angebot Q1 Q1* Q (MWh) Q2 Q2* Q (MWh) 14

15 Verfahren für den Spotmarkt Besondere Aufmerksamkeit wird derzeit der Preiskonvergenz im Day- Ahead Spotmarkt (Strombörsen) geschenkt. Folgende Verfahren existieren, um (möglichst) Preisgleichheit zu erreichen: Market Splitting (z.b. Nordpool) : Berechnung eines einheitlichen Preises für einen (Gesamt-) Markt. Falls sich die Fahrpläne nicht realisieren lassen erfolgt eine Gliederung (Splitting) des Marktes in mehrere Preiszonen, bis Fahrpläne realisierbar. oder Market Coupling (z.b. NL,B,F): Berechnung markträumender Preise in (Teil-) Märkten. Sofern Preisdifferenzen bestehen werden Transportrechte genutzt, um Preiskonvergenz herbeizuführen Beide Verfahren: - erfordern eine zeitlich synchrone Berechnung von Transport und Preis - Nutzung von bekannten Transportkapazitäten oder systeminterne Optimierung (Flow Based Market Coupling - liefern eine (für den Moment) gültige optimale Nutzung der Transportleitungen Quelle: BNetzA 15

16 Transportrechte - Berechnung der Kapazitäten 16

17 Die technische Kapazität einer Leitung ist nur bedingt relevant für ihre Transportleistung Technischer Hintergrund: - UCTE Netz wurde gebaut um die Versorgungssicherheit zu erhöhen - Nur einzelne Leitungen haben (historisch) Transportaufgaben (z.b. D-A) - Leitungskapazität auch abhängig von -- Wetter -- Gefordertem Sicherheitsniveau - Vermaschung der Leitungen macht umfangreiche Simulationen erforderlich -- Lastsituationen -- Erzeugungssituationen (z.b. Wind) -- Netzsituationen Fehler führen zu Stromausfällen und Kritik. Wo ist das upside für einen Netzbetreiber? 17

18 Vereinbarungen der Netzbetreiber im UCTE Verbund Berechnung von: Total Transfer Capacity (TTC): Maximal mögliche Übertragungskapazität einer Leitung für den Stromaustausch zwischen zwei Gebieten. Net Transfer Capacity (NTC): Nutzbare Transportkapazität zwischen zwei Gebieten unter Berücksichtigung Möglicher Störungen und unplanmäßigen Abweichungen Available Transfer Capacity (ATC): Quantifizierung der (noch) verfügbaren Transportkapazität nach Abzug der Fahrpläne und Reservierungen Nach welchen Standards wird gerechnet? Was ist das Referenzszenario? Wer ist verantwortlich? 18

19 Veröffentlichte NTC - Kapazitätsmatrix Quelle: ETSO 19

20 Engpässe durch (n-1)-kriterium definiert Engpass liegt vor, wenn bei bekanntem Erzeugungs- und Verbrauchsmuster der Ausfall einer Leitung nicht zu* dauerhaften Grenzwertverletzungen im Hinblick auf Netzbetriebsgrößen und Betriebsmittelbeanspruchungen, die zur Gefährdung des sicheren Systembetriebes oder zur Zerstörung bzw. zur unzulässigen Beanspruchung der Betriebsmittel, Versorgungsunterbrechungen trotz Einbeziehung der in den unterlagerten Netzen sowie in den Anlagen der Übertragungsnetznutzer momentan verfügbaren Redundanzen, Folgeauslösungen durch weitere Schutzgeräte von nicht direkt von der Störung betroffener Betriebsmittel mit der Gefahr einer Störungsausweitung, Verlust der Stabilität von Erzeugungseinheiten, Notwendigkeit einer Änderung ggf. Unterbrechung von Übertragungen führt. * Anhang C des Transmission Code

21 Grenzen der NTC-Berechnung NTC Wert ist faktisch nur ein berechneter, möglicher Wert aus einer Vielzahl von möglichen Szenarien Netzbetreiber wünschen: - Präzisere Berechnung durch Flow Based Kalkulationen - Vorsichtige d.h. gestaffelte Vergabe - Möglichkeit des Widerrufs ( Firmness ) - Sicherheit über Nutzung durch Fahrplananmeldung und vollständige Information über z.b. Kraftwerkseinsatz 21

22 Transportrechte - Bewertung aus Händlersicht 22

23 Transportkapazität ist aus Sicht des Handels eine Option auf einen (regionalen) Preisspread Wert der Optionalität ist bestimmt durch: - Ausübungspreis (Strike) - Preis des Underlying (Marktpreisspread) - Risikoabschläge -- sofern eine zeitgleiche Glattstellung nicht möglich ist -- Transportrecht selbst risikobehaftet ist (Firmness) - Transaktionskosten Welche Optionalität ist nutzbar und wie wird sie vom Markt bewertet 23

24 Prozess bei der Nutzung von Transportrechten D/NL Y-1: Jahreskapazität M-1: Monatskapazität D-1 08:30 Auktionen für Jahres- und Monatskapazität 08:00 Tägliche Nominierung der Nutzung (use) Verfalls (loose it) der langfristigen Kapazitäten Veröffentlichung der Tageskapazitäten 09:00 09:30 11:00 Auktionierung der Tageskapazitäten Bei Erfolg, erhalt der Tageskapazität Angebot/Nachfrageabgabe an APX (für Tageskapazität verpflichtend) 11:30 Erhalt der APX Ergebnisse 12:00 Angebot/Nachfrageabgabe EEX 12:30 13:00 Erhalt der EEX Ergebnisse Nominierung der Fahrpläne in NL (TenneT) 14:30 Nominierung der Fahrpläne bei deutschen TSO Keine Renominierungsmöglichkeit im Intra Day 24

25 Kernforderungen an Kapazitätszuteilung Die Netzbetreiber sollen die maximale Kapazität zur Verfügung stellen Die Zuteilungsverfahren sollen marktbasiert, transparent und diskriminierungsfrei sein Es soll kein Anreiz zum Horten von Kapazitätsrechten geben Ausgestaltung der Kapazitätsrechte (finanziell und/oder physisch) soll sich an den Marktmöglichkeiten orientieren Die Kapazitätsrechte sollen sicher (firm) sein Kapazitätsrechte sollen in einem Sekundärmarkt handelbar sein 25

26 Die Preisdifferenz selbst ist volatil Preisdifferenz zwischen Baseload für den Folgemonat in D und F* Spread [EUR/MWh] Jan 06 Feb 06 Mar 06 Apr 06 May 06 Jun 06 Jul 06 Aug 06 Sep 06 Oct 06 Nov 06 Dec 06 Jan 07 Feb 07 * Negative Werte stehen für F>D

27 Stromtransport zwischen Märkten kann daher sehr unterschiedlich sein Monatliche Nominierungen an der Grenze F/D (MW) F D Jun 02 Aug 02 Okt 02 Dez 02 Feb 03 Apr 03 Jun 03 Aug 03 Okt 03 Dez 03 Feb 04 Apr 04 Jun 04 Aug 04 Okt 04 Dez 04 Feb 05 Apr 05 Jun 05 Aug 05 Okt 05 Dez 05 Feb 06 Apr 06 max min monthly mean Quelle: RTE D F

28 Faktisch kann und soll sich die Transportrichtung nach der Preisdifferenz richten Tagesprofil für einen grenzüberschreitenden Transport D/F (MW) F D D F Quelle: RTE Reihe

29 Transportrechte werden zur regionalen Arbitrage genutzt Reflektieren die Auktionsergebnisse bei der marktbasierten Vergabe die Preisdifferenz *? 0,85 Korrelation 0,75 0,65 Auktionserlöse sind Einnahmen der Netzbetreiber 0, (01-03) Jahr * Preisdifferenz (DK1) EEX versus Auktionsergebnis in der Tagesauktion DK1-D 29

30 Auktionsergebnisse spiegeln Spread der Preise zum Auktionszeitpunkt Spread* für Monatsbaseload bzw. Auktionsergebnis D/NL ( /MWh in 2006 und 2007) 18 Price border capacity [ /MWh] Winkelhalbierende Spread = Auktionsergebnis Regression der Auktionsergebnisse Absolute Spread Germany/The Netherlands [ /MWh] * Der Spread ist die Differenz der OTC Preise zum Zeitpunkt der Auktion 30

31 Bei geringer Preisdifferenz wird zusätzlicher Optionswert gezahlt Spread* für Monatsbaseload bzw. Auktionsergebnis D/F ( /MWh in 2006 and 2007) 9 Price border capacity [ /MWh] Winkelhalbierende Spread = Auktionsergebnis Regression der Auktionsergebnisse Absolute Spread Germany/France [ /MWh] * Der Spread ist die Differenz der OTC Preise zum Zeitpunkt der Auktion 31

32 Marktbasierte Zuteilungsverfahren Auktionierung von Kapazitäten als in Europa (bis auf Skandinavien) vorherrschendes Verfahren Bei Auktionen wird unterschieden zwischen expliziter (nur Kapazitätsrecht) und impliziter Auktion (Kapazitätsrecht plus Commodity) Kernpunkte der marktbasierten Verfahren sind marktbasiert, transparent und diskriminierungsfrei 32

33 Kaskadenmodell: Zuteilung welcher Kapazitäten wann (1/4) Kapazitäten sind dem Markt so früh wie möglich zur Verfügung zu stellen: in Form von mehrjährigen Auktionen Über den Sekundärmarkt werden diese Rechte dann im slice&dice Verfahren in kleinere Zeithorizonte runtergebrochen Zudem stehen bei näher rückendem Zeithorizont durch exaktere Vorhersagen des Netzbetreibers weitere Kapazitäten zur Verfügung, die dann in Monatsauktionen zur Verfügung gestellt werden können 33

34 Kaskadenmodell: Zuteilung welcher Kapazitäten wann (2/4) Zum Nominierungzeitpunkt sind die nicht nominierten Kapazitäten zu verkaufen (UIOSI) Nominierte Kapazitäten sehen eine verpflichtende Nutzung vor Ein Horten von Kapazitäten zur Beeinflussung der Preisdifferenz zwischen zwei Marktgebieten ist damit verhindert Die nicht nominierten und die erst am Vortag vom Netzbetreiber zur Verfügung gestellten Kapazitäten können dann im Market Coupling verwendet werden 34

35 EFET Modell für Transportrechte* (3/4) * Modell wird ebenfalls von Eurelectric befürwortet 35

36 Kaskadenmodell: Zuteilung welcher Kapazitäten wann (4/4) Sämtliche Kapazitäten, die nicht im Market Coupling verwendet werden (stundenscharf) stehen dann für den Intraday-Handel zur Verfügung Grundlage der Zuteilung in damit ein diskriminierungsfreies First Come First Serve im Intra Day Markt Eine Berücksichtigung von Transportkapazitäten für Regelenergie ist dabei ausgeschlossen (keine Reservierung) 36

37 Finanzielle Kapazitätsrechte Finanzielle Kapazitätsrechte setzen voraus, dass es ein liquides physisches Produkt gibt, auf das sich die finanziellen Rechte abstützen Damit erfordern finanzielle Transportrechte unbedingt liquide Spotmärkte in den beiden durch das Transportrecht verknüpfte Regionen Die Contracts for Differences (CFD) im NordPool-System: Der nordische Markt hat einen Systempreis, der auf der Grundlage aller Preiszonen nach der Spotbörse berechnet wird. Die CfDs spiegeln die Differenz zwischen Preiszonen zum Systempreis wider Das Produkt ist jedoch nicht liquide und eine langfristige Preisabsicherung so nicht möglich, da die Netzbetreiber nicht im Markt der CfDs aktiv sind 37

38 Firmness der Kapazitäten EFET-Positionen (1/2) Firmness der Kapazitäten ist eine wesentliche Voraussetzung für die Weiterentwicklung des europäischen Energiehandels Verteilung der Risiken zwischen Handelsakteuren auf der einen Seite und Netzbetreibern auf der anderen Seite (firm vs. non-firm). Einheitliche Definition der Force Majeure Klauseln Übereinstimmung zwischen der FM-Regeln für Vertrieb und Kapazitätsrechte 38

39 Firmness der Kapazitäten - EFET- Positionen (2/2) Händler tragen derzeit das Firmness-Risiko der Kapazitäten Konsequenz ist ein Risikoabschlag auf das Transportrecht, der dieses Risiko widerspiegelt Einfluss auf dieses Risiko haben nur die Netzbetreiber, ein entsprechender Risikoaufschlag der Netzbetreiber fällt dementsprechend geringer aus Volkswirtschaftlich sinnvoll ist daher die Zuordnung des Firmness- Risikos zu den Netzbetreibern 39

40 Sekundärer Kapazitätsmarkt Hauptvoraussetzung: Firmness der Kapazitäten Kapazitätspreis im Sekundärmarkt in hoher Korrelation zum erwarteten Preisunterschied zwischen den Preiszonen Ein liquider Sekundärmarkt würde es den ÜNB erlauben, Kapazitäten bei absehbaren Engpässen zurückzukaufen (siehe Aussagen zur Firmness). 40

41 Verwendung der Erlöse aus marktbasierten Engpassverfahren Prioritär (nicht ausschließlich) für Ausbau Netz Sicherstellung der Übertragungskapazitäten Absicherung der Firmness erst danach Absenkung der Netzgebühren 41

42 Congestion Management in Deutschland - Derzeit bestehen Netzengpässe zu allen Nachbarländern außer Österreich - Innerdeutsche Engpässe, die ein Engpassmanagement entsprechend EU-Vorgaben erfordern, sind nicht gewünscht - TSO behalten sich Kürzung von Transportfahrplänen (Curtailment) bzw. Eingriff in Erzeugung oder Verbrauch (Redispatch) vor - Mit Ausnahme des Kontek-Kabels (DK-Ost) werden Auktionen als Vergabeverfahren eingesetzt - Die Einnahmen der deutschen TSO beliefen sich auf 245 Mio (Juli 2007 bis Juni 2008) - Nach Art. 6 EU-Richtlinie 1228/2003 sind zulässige Verwendungen A) Sicherstellung der Sicherheit der vergebenen Transportrechte B) Investitionen in Interkonnektoren C) Berücksichtigung bei den Netznutzungsentgelten - Bislang wurden die Auktionserlöse ausschließlich zur Reduzierung der Netzentgelte verwendet Quelle: BNetzA 42

43 Transportrechte - Market Coupling 43

44 Market Coupling Das Konzept Im ersten Schritt wird festgestellt, wie viel Kapazität an den Grenzkuppelstellen zur Verfügung steht Diese Kapazitäten kommen mit Angebot und Nachfrage für den nächsten Tag in einen Algorithmus An den Strombörsen oder einem Auction Office werden Angebot und Nachfrage zur Kapazität in Beziehung gesetzt Daraus ergeben sich zumeist unterschiedliche Preise für jede Preiszone innerhalb der Market Coupling-Zone (gibt es keinen Engpass an den Grenzen, sind die Preise gleich) Der Stromfluss erfolgt nach Bekanntgabe der Auktionsergebnisse von der günstigen zur teuren Preiszone Energie und Übertragungskapazität werden für den Folgetag zusammen vergeben Günstige Preiszone Überschuss x MWh x MWh Teure Preiszone Defizit x MWh * Spot: Durchschnittliches Settlement 2007 (base), Preise soweit Börsen liquide, Quelle: Börsen, EnBW Trading GmbH 44

45 A1 Market Coupling Die Projekte Market Coupling in verschiedenen Initiativen angeregt: 2006: Einführung des Market Coupling zwischen Belgien, den Niederlanden und Frankreich (trilaterales Coupling=TLC) 2007: MoU unter Beteiligung deutscher Marktteilnehmer zur Ausweitung des Market Coupling auf Deutschland (CWE) 2007: separate Initiative zur Einführung von Market Coupling zwischen Deutschland und Dänemark (EMCC) 45 * Spot: Durchschnittliches Settlement 2007 (base), Preise soweit Börsen liquide, Quelle: Börsen, MESAP (ETG)

46 Folie 45 A1 in Grafik "Regionalmärkte mit Spotmarktpreisen 2007" zeigt sich die starke Konvergenz insbesondere in der TLC-Region (trilaterales Coupling NL-B-F seit Nov 2006, Preisunterschied in 2007 im Schnitt kleiner gleich 1 EUR, auch im Terminmarkt starke Konvergenz in TLC-Region (Grafik unten),aber trotzdem Basisrisiko (an Einzeltagen wurden Preisunterscheide bis 100 EUR (Belpex!, nur 1 gr. Anbieter, geringe Koppelkapazitäten nach NL und F) festgestellt) Autor;

47 Market Coupling Beispiel Trilaterales Market Coupling (TLC) Vor Einführung des TLC (NL + B + F) MC: getrennte Durchführung von grenzüberschreitenden Auktionen / Kapazitätszuteilungen Handel an drei Spotmärkten mit drei unterschiedlichen Preisen Sub-optimale Nutzung der grenzüberschreitenden Kapazitäten Nach Einführung des TLC MC: Ein integriertes System, TLC MC geschieht in einem Schritt Spotmärkte and grenzüberschreitende Flüsse sind kombiniert Bisher gibt es an knapp 60% der Tage keine Engpässe und somit einen Markt mit einem Preis* Drei Strombörsen kooperieren Start: 22 November 2006 * An nur 1,9% der Tage kommt es zu drei unterschiedlichen Preisen in den drei Ländern (Quelle: Europex 2007). 46

48 Nutzung von Transportkapazität von Frankreich über Belgien in die Niederlande Anteil der verfügbaren Kapazität vs Differenz der Stundenpreise Vor Einführung von Market Coupling Mit Market Coupling Quelle: BNetzA Workshop on Market Coupling, Vortrag BELPEX The Belgian Power Exchange and the Trilateral Market Coupling vom

49 Market Coupling Beispiel Central Western Europe (CWE) Ziel: Etablierung eines lastflussbasierten Market Couplings für die Region Zentralwesteuropa Erweiterung des TLC MC unter Einbeziehung von Deutschland und Luxemburg Harmonisierung von Auktionsregeln und Gate Closure-Zeiten an den Strombörsen Herausforderung: Kooperation mit und/oder Integration von anderer/n MC Projekten Start: voraussichtlich in

50 Market Coupling Beispiel des EMCC Deutschland - Dänemark 1.) Eine zentrale Instanz, die European Market Coupling Company GmbH, nimmt Gebote entgegen 2.) Dann werden die Kapazitätseinschränkungen mit einbezogen 3.) Die Engpässe an den Grenzen werden durch EMCC berechnet 4.) Abschließend werden die Preise und Flüsse berechnet 5.) Die Preise für die einzelnen Zonen entstehen in Abhängigkeit der Engpässe Quelle: EMCC 49

51 Market Coupling Beispiel Central Western Europe (CWE) EMCC arbeitet mit Volumen-Kopplung statt Preis-Kopplung. Dies führt immer wieder zu falschen Flußrichtungen 50

52 Transportrechte - Problemstellung Intra Day 51

53 Die optimale Aufstellung im Day Ahead ist keine Garantie für das Optimum Erhebliche Unsicherheiten bei den am Vortag geplanten Fahrplänen für Erzeugung z.b. die Wkt. einer von der Prognose um mehr als 3000MW abweichenden Windenergieeinspeisung ist > als 30% Der Ausfall thermischer Kraftwerke ist üblich und kann am Vortag nur statistisch abgeschätzt werden Kontinuierlicher Handel auch nach Börsenschluss erforderlich 52

54 Preise im Intraday-Markt Preisbereich - Intraday Handel 250,00 200,00 150,00 EUR/MWh 100,00 50,00 0, EEX Stunden 2007 Durchschnitt Intraday EEX Day-Ahead 0.8 x EEX Day-Ahead 1.2 x EEX Day-Ahead 53

55 Operativ kann Intra-Day Handel durch Plattformen unterstützt werden Stündliche Intra-day NTC-Matrix Player AA BA CA Plattform A z.b. Broker H1 H2 H3 Player AB BB CB Plattform B z.b. Börse B BZ CZ OTC Player AZ Niedrig Universität Köln WS 2008/2009 Stromhandel Dezember 2009 Dr. Thomas Niedrig 54 54

56 Transportrechte - Problemstellung Marktdesign 55

57 Transportrechte als Marktdesignproblem Heutige Nutzung der Transportinfrastruktur nicht optimal sofern Grundlage der Bewertung die Stundenpreise der Spotbörsen sind Reservierung von Transportkapazität für Market Coupling sinnvoll? Wie sind die unterschiedlichen Nutzungsmöglichkeiten (Termin, Spot, Intra Day und Regelenergie) zu bewerten? Wie ist die Firmness zu bewerten? Wie sieht der beste geographische Zuschnitt aus? Sollten Transportrechte im Gasbereich nicht ähnlich definiert und vergeben werden? Marktdesign für Transportrechte und ihrer Vergabe noch nicht abgeschlossen 56

58 EFET bleibt dran! 57

59 ENDE Präsentation wurde für EFET bereitgestellt von: 2008: Norbert Verweyen, RWE Dirk-Christoph Stüdemann, EnBW 2009: Thomas Niedrig, FORMAET 58