Flexibilisierung der Regelleistungsmärkte in Deutschland - Kosteneinsparungspotenziale durch Erneuerbare Energien

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1 Gefördert durch: Flexibilisierung der Regelleistungsmärkte in Deutschland - Kosteneinsparungspotenziale durch Erneuerbare Energien M.Sc. Michael Zipf IEEH EnerSAX Enersax Konferenz Dresden, 03. Dezember 2014 Dieses Projekt wurde gefördert durch den ESF Europäischer Sozialfond und den Freistaat Sachsen

2 Agenda Die Regelleistungsmärkte im Überblick Entscheidungsprozess eines Kraftwerksbetreibers Regelleistungsmarktmodell Resultate 2

3 Regelleistungsmärkte im Umbruch (?) Aktuelle Situation Regelleistungsmärkte gewährleisten das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage in Echtzeit Inflexible Regelleistungsmärkte in Deutschland Lange Kontraktdauern (Wochen bis Tage) Entscheidungsprozess geprägt durch Preisunsicherheiten auf den Märkten sowie Verfügbarkeit der Erneuerbaren Energien Zukünftige Entwicklungen Rückgang thermischer Kraftwerke (Marktbedingt oder politisch bedingt) Anstieg dargebotsabhängiger Erzeugung (PV und Wind) Wer wird in der Zukunft Regelleistung erbringen? Welche Veränderungen des Marktdesigns wirken sich positiv auf die EE Integration aus? 3

4 Primärregelenergiemarkt Sekundärregelenergiemarkt Tertiär-/ Minutenreservemarkt Day-Ahead Spotmarkt (Strommarkt) Elektrizitätsmärkte in Deutschland Abruf Primär-/Sekundärreserve Fahrplanmeldung (14:30 Uhr) Intraday Handel bis 45min vor Lieferung Lieferung Spotgeschäfte Forward- / Terminmarkt Abruf Minutenreserve 6 Jahre 1 Jahr 1 Woche 11:00 Uhr 12:00Uhr 15:00 Uhr 0 Uhr 24 Uhr 4

5 Regelenergiemärkte in Deutschland Primär Sekundär Minuten Nachfrage ±580 MW MW 2000 MW +2,400 MW 2,800 MW Aktivierungszeit 30 Sekunden 5 Minuten 7,5 22,5 Minuten Ausschreibungsperiode Wöchentlich Wöchentlich (HT*/NT**) Täglich (4-h-Produkt) Minimale Gebotsgröße ±1 MW +5 MW/ 5 MW* Allokation Merit Order Liste der Leistungspreise Aktivierung Automatisch Automatisch / Merit Order Liste der Arbeitspreise Manuell/ Automatisch / Merit Order Liste der Arbeitspreise Vergütung Leistungspreise Leistungs- und Arbeitspreise * Werktags 8-20 Uhr ** Wochenende, Werktags 0-8 Uhr und Uhr Regelleistung.net April

6 Grundlegendes Angebotskalkül in der Analyse Beste Vermarktung des Kraftwerkes unter Nutzung aller Märkte (Day Ahead Spotmarkt und Regelleistungsmarkt) Kraftwerksbetreiber hat das Ziel seinen Gewinn zu maximieren Wie hoch muss das Gebot auf unterschiedlichen Märkten sein? Wird bestimmt durch: Referenzmarkt: Spotmarkt Ableitung des sogenannten Opportunitätsgebots anhand der technischen und marktlichen Gegebenheiten 6

7 Volatilität der Spotmarktpreise beeinflusst Gebotsabgabe Hoher Spotmarktpreis hat zur Konsequenz das Kraftwerke mit hohen variablen Kosten am effizientesten Regelleistung bereitstellen können Für niedrigen Spotmarktpreis vice versa 7

8 Dauer des Kontraktes beeinflusst Gebotsabgabe Kontraktdauer über mehrere Stunden führt zu ineffizienten Märkten Verkürzung der Kontraktdauer gewährleistet effiziente Märkte Markteintrittsbarrieren werden reduziert EE wären dann gut geeignet negative Regelleistung bereitzustellen 8

9 Leistungspreis in Abhängigkeit vom Spotmarktpreis Leistungspreis als Opportunität zum Day Ahead Spotmarktpreis Kraftwerksbetreiber hat die Möglichkeit am Spotmarkt teilzunehmen oder Leistung am Regelenergiemarkt anzubieten Leistungspreis (LP) am Regelenergiemarkt abhängig von a. Kosten der Erzeugung (MC) b. Day Ahead Spotpreis (DA) c. Art der Regelenergiebereitstellung (positive oder negative) d. Verhältnis von MC zu DA (out oder in the money) e. Menge auf Spot (Q DA ) sowie Regelleistungsmarkt (Q RL ) In the money (DA>MC) Out of money (DA<MC) Positive Reserve LP t = DA t MC t LP t = (MC t DA t ) Q DA,t Q RL,t Negative Reserve LP t = 0 LP t = (MC t DA t ) Q DA,t Q RL,t 9

10 Zwei gekoppelte Modelle zur Abbildung der heutigen Marktstruktur 1. Regelenergiemarktmodell Detaillierter Entscheidungsprozess Unsicherheit der Einspeisung aus EE Angebotene Leistung für Regelleistungsmarkt 5 Regelenergiemärkte (PR,2xSR,2xTR) Fixierung der Angebotsmengen 2. Day Ahead Marktmodell 24 Stunden Unsicherheiten der Regelenergieabrufe 10

11 Regelleistungsmarktmodell Unsicherheiten der erneuerbaren Energien Input Model Output Installierte Leistung Erneuerbare Energien Photovoltaik Wind Variable Kosten Start Up Kosten Stromnachfrage Nachfrage nach Regelleistung Stochastisches Marktmodell Fundamentalmodell Kostenminimierung 168h (1 Woche) Zeitraum Energiebilanz PV s,t + Wind s,t + = D t + WS s,t,ps ps pp Flexibilität der KW G s,t,pp + GS s,t,ps + IP t ps Angebotsmengen auf dem Regelenergiemarkt auf Unternehmensebene U anc,t,pp_anc Response anc RampRate pp_anc Capacity pp_anc 11

12 Day Ahead Marktmodell Unsicherheiten des Regelenergieabrufs Input Model Output Installierte Leistung Erneuerbare Energien Photovoltaik Wind Variable Kosten Start Up Kosten Stromnachfrage Nachfrage nach Regelleistung Aktivierung der Regelleistung Stochastisches Marktmodell Fundamentalmodell Kostenminimierung 24h (1 Tag) Zeitraum Energiebilanz PV t + Wind t + pp = D t + WS t,ps ps G t,pp Unsicherheit des Abrufs + GS t,ps + IP t ps Einsatzplanung Day Ahead Regelleistung Abschaltung erneuerbare Energien Marktpreise auf dem Spotmarkt Leistungspreise für Bereitstellung von Regelleistung pp U_CALL anc,t,pp,n = U_DEM anc,t,n 12

13 Szenariendefinition Unterschiedliche Szenarien für 2012/ Benchmark Abbildung des aktuellen Marktdesigns 2. Tägliche Auktionen Regelleistungsauktionen finden täglich statt 3. Stündliche Produkte Angebotsmengen können von Stunde zu Stunde variieren 4. Präqualifikation Alle Kraftwerke dürfen am Regelenergiemarkt teilnehmen (falls technisch möglich) 5. Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien dürfen am Regelenergiemarkt teilnehmen Datengrundlage für 2024 NEP 2014 Szenario B: 55 GW PV 55 GW Wind Onshore 12 GW Wind Offshore 13

14 Modellergebnisse bilden Marktergebnisse sehr gut ab Index EEX 2012 Modell 2012 Mittelwert DA [EUR/MWh] 42,66 43,98 Min. [EUR/MWh] -221,99-70 Max. [EUR/MWh] Standardabweichung [EUR/MWh] 18,66 19,07 MAE * [EUR/MWh] - 2,92 RMSE ** [EUR/MWh] - 5,77 * MAE * x i f i ** 14 1 n n i 1 RMSE 1 * n n x i f i i 1 2

15 Kostenreduktionspotenzial mit flexibleren Regelleistungsmärkten Bezugsjahr 2012 Kosten für Primärregelleistung sinken kaum durch Marktanpassungen Portfolioeffekte der Unternehmen kompensieren inflexible Regelleistungsmärkte Erneuerbare Energien können Kosten für negative Regelleistung reduzieren Gesamte Kosten für Regelleistung können sich von 405 Mio. EUR auf 220 Mio. EUR reduzieren 15

16 Kostenreduktionspotenzial steigt in der Zukunft Bezugsjahr 2024 Gesamte Regelleistungskosten steigen im Vergleich zu 2012 deutlich an Durch mehr Marktteilnehmer sinken Kosten für positive Regelleistung Marktintegration von EE notwendig Kostenreduktion im Modell von 1,7 Mrd. EUR auf 0,4 Mrd. EUR 1,3 Mrd. EUR pro Jahr 16

17 Flexibler Regelleistungsmarkt stärkt Integration der Erneuerbaren Energien Marktbedingte Abschaltung der Erneuerbaren Energien in 2012 sehr gering Abschaltung nimmt deutlich zu 5% der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien Durch flexibleren Regelleistungsmarkt nahezu gesamte Energie aus EE integrierbar Reduktion Must-Run Kapazität 17

18 Flexibler Regelleistungsmarkt als Eckpfeiler der Energiewende Zusammenfassung Portfolioeffekt der Unternehmen Erneuerbare Energien stellen negative Regelleistung kostengünstig bereit Hohes Kostenreduktionspotenzial (insbesondere in der Zukunft) Integration der Erneuerbaren Energien wird gestärkt Ausblick Handel von Regelleistungsprodukten an der EPEX Geringe Transaktionskosten Weiterer Forschungsbedarf zur Bereitstellung von Regelleistung von EE 18

19 Kontakt Lehrstuhl für Energiewirtschaft Michael Zipf M.Sc