EFET-Vortragsreihe: Kapazitätsrechte (Strom)

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1 EFET-Vortragsreihe: Kapazitätsrechte (Strom) European Federation of Energy Traders Münster, den 17. Dirk-Christof Stüdemann M.A. EnBW Trading GmbH Kernfolien von: Dirk-Christof Stüdemann, EnBW Trading GmbH Dr. Norbert Verweyen RWE Supply & Trading GmbH 1

2 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, der nicht in einem Schritt vollzogen werden kann Die EU-Kommission verabschiedet 2003 ein Strategiepapier zur Schaffung Regionaler Märkte als ein Schritt hin zu einem einheitlichen EU-Energiebinnenmarkt Nächster Schritt 2006: Bildung von 7 Regionen durch die EU zur Integration nationaler Energiemärkte als Vorstufe der europäischen Kupferplatte 2

3 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. 3

4 Ein Kontinent, sieben Strommärkte UK & Ireland: Central* West Northern Central - East Baltic Zur Zeit gibt es sieben Regionale Märkte: - 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. 4

5 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 5

6 Wann und wieviel Kapazität wird zur Verfügung gestellt? Bei ausreichenden Netzkapazitäten ist keine dezidierte Zuordnung der Netzkapazität zur einzelnen Transaktion notwendig Bei fehlenden Netzkapazitäten treten marktbasierte Verfahren zur Allokation der begrenzten Transportkapazitäten in Kraft Verfahren wie Auktionierung oder first come, first serve bei vorher bekannten Engpässen redispatching oder countertrading bei kurzfristigen Engpässen 6

7 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 7

8 Wieviel Kapazität steht zur Verfügung? (1/2) Die Net Transfer Capacity NTC ist definiert als NTC = TTC TRM mit TTC = Total Transfer Capacity TRM = Transmission Reliability Margin berücksichtigt unbeabsichtigte Schwankungen in den Flüssen Notfallaustausch zwischen den ÜNB Ungenauigkeiten bei den Vorhersagen NTC, TTC und TRM sind Zeitvariablen NTC wird weiter aufgeteilt in ATC (Available Transport Capacity) plus AAC (Already Allocated Capacity) Flow based allocation: Methode, die die tatsächlichen Lastflüsse berücksichtigt, um kritische Zustände des Netzes zu berechnen. 8

9 Wieviel Kapazität steht zur Verfügung? (2/2) Keine Reservierung von Kapazitäten für Parallelmärkte wie Regelenergie und Intraday-Handel Regelzonen und grenzüberschreitende Ausschreibung und Vergabe von Regelleistung und energie nach marktwirtschaftlichen Kriterien führt zur weitere Optimierung dieser Märkte: Reservierung von Transportkapazität für diesen Zweck führt aber zur Beschneidung des Termin- und Spotmarktes 9

10 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 10

11 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 11

12 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 12

13 EFET View of Allocation Time Horizon (3/4) Angebot der Kapazitätsrechte sollte über den ganzen Zeithorizont statt stückchenweise erfolgen 13

14 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 Auf Grund der kurzen Zeit werden hier üblicherweise FCFS-Verfahren verwendet 14

15 Finanzielle Kapazitätsrechte Finanzielle Kapazitätsrechte setzen voraus, dass es ein liquides physisches Produkt gibt, auf das sich die finanziellen Rechte abstützen. 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 Preiszonenzum Systempreis wider da es keinen natürlichen Emittenten dafür gibt, ist das Produkt nicht liquide und eine langfristige Preisabsicherung so nicht möglich 15

16 Firmness der Kapazitäten EFET- Positionen (1/2) Firmness der Kapazitäten als wesentliche Voraussetzung eines 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 16

17 Firmness der Kapazitäten - EFET- Positionen (2/2) Händler tragen derzeit das Firmness-Risiko der Kapazitäten Konsequenz ist ein Risikoaufschlag, 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 17

18 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). 18

19 Verwendung der Erlöse aus marktbasierten Engpassverfahren Prioritär (nicht ausschließlich) für Ausbau Netz Sicherstellung der Übertragungskapazitäten Absicherung der Firmness erst danach Absenkung der Netzgebühren 19

20 Market Coupling Unterschiede innerhalb der Märkte Ziel der EU: ein einheitlicher europäischer Strommarkt Regionalmärkte mit Spotmarkt-Preisen 2007* Ausgangspunkt: nationale Märkte mit unterschiedlichem Marktdesign und signifikanten Preisunterschieden aufgrund begrenzter Kuppelkapazitäten, deren Ausbau sich in der Praxis als langwierig erweist. Lösungsansatz: Market Coupling Gemeinsame Auktionierung von Energie und Grenzübergangskapazität im Day-Ahead-Markt zur Vereinfachung der Nutzung der Kuppelkapazitäten. UK & Ireland: UK: 42,10 E: 39,40 South- West Central* West Northern 27,90 NL: 41,90 B: 41,80 Central- D: 38,0 East F: 40,9 I: 71,0 Central- South Baltic * Spot: Durchschnittliches Settlement 2007 (base), Preise soweit Börsen liquide, Quelle: Börsen, EnBW Trading GmbH 20

21 Market Coupling Ausgangslage heute Jun 07 Jul 07 Aug 07 Sep 07 Okt 07 Nov 07 Dez 07 Jan 08 Feb 08 Mrz 08 Apr 08 Mai 08 Jun 08 EUR/MWh Notierungen Stand Deutschland 78,95 Frankreich 82,81 Niederlande 90,61 Belgien (Endex) 86,22 Großbritannien* 105,70 Nordpool 64,10 *Großbritannien: Winter /Summer 09 Die größten Preisunterschiede gibt es heute an den Grenzen mit den geringsten Grenzkuppelstellenkapazitäten (z.b. GB vs. Kontinent). 21

22 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 22

23 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) : P ( /MWh) Markt 1 P ( /MWh) Markt 2 Nachfrage Nachfrage Export P2 P1* P2* Import P1 Angebot Angebot Q1 Q1* Q (MWh) Q2 Q2* Q (MWh) 23

24 Market Coupling idealtypische Effekte auf den Markt Markt 1 Markt 2 Prämissen des Beispiels: Markt 1 ist Nettoexporteur, Markt 2 Nettoimporteur Die Erzeugung in 1 ist günstiger als in 2 Diese beiden Prämissen verändern nach Einführung des Market Couplings nicht Ergebnisse des nach Einführung des Market Couplings: Die Erhöhung der Ausnutzung bestehender Grenzkuppelkapazitäten im Day- Ahead-Handel führt zu mehr Handel Mehr Handel bedeutet ein Ansteigen der günstigen Preise in Markt 1 und ein Absinken der hohen Preise in Markt 2 Aus Sicht der Region bedeutet die Konvergenz einen Gewinn der sozio-ökonomische Vorteil der gesamten Region steigt 24

25 Market Coupling Die Projekte Regionen unterscheiden sich signifikant bzgl. Markt-Design und Dynamik der Markt-Integration: 2006: Einführung des Market Coupling zwischen Belgien, den Niederlanden und Frankreich (trilaterales Coupling) 2007: MoU unter Beteiligung deutscher Marktteilnehmer zur Ausweitung des Market Coupling auf Deutschland (und Luxemburg; pentalaterales Coupling) 2007: separate Initiative zur Einführung von Market Coupling zwischen Deutschland und Dänemark * Spot: Durchschnittliches Settlement 2007 (base), Preise soweit Börsen liquide, Quelle: Börsen, MESAP (ETG) 25

26 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). 26

27 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

28 Market Coupling Beispiel des MC 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 28