MARKET COUPLING. Target Model für den Day-Ahead Strommarkt im Rahmen der Capacity Allocation & Congestion Management VO
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- Michaela Reuter
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1 MARKET COUPLING Target Model für den Day-Ahead Strommarkt im Rahmen der Capacity Allocation & Congestion Management VO Stefan Wagner IEWT 2017 Wien,
2 Agenda Einleitung, Ziele, Überblick & Hintergrund 1. Europäischer Rechtsrahmen 2. Funktionsweise & Rollen von Market Coupling 3. Kapazitätsberechnung vs. Kapazitätsvergabe 4. Flow-based Market Coupling 5. Entwicklungen in Österreich & Europa Fazit & Zusammenfassung Diskussion
3 Einleitung, Ziele, Überblick & Hintergrund
4 Grenzüberschreitender Stromhandel Politischer Wunsch nach einer europäischen (Strom-) Marktintegration (Elektrizitäts-Binnenmarkt Internal Electricity Market IEM)
5 Zeithorizont Long-Term Day-Ahead Intraday Balancing Real-Time 50Hz Erzeugung Verbrauch
6 Ziel der Europäischen Kommission: Pan-Europäisches Market Coupling Schaffung eines einheitlichen harmonisierten Europäischen Strommarktes Beseitigung von Ineffizienzen (=Schaffung von Market Coupling) Angleichung der Preisniveaus (= Schaffung von Preiskonvergenz) Maximierung der Wohlfahrt
7 Grundprinzip Market Coupling Kapazität 2 1 Energie Energie (+Kapazität) 1 Explizite vs. Implizite (=Market Coupling) Vermarktung grenzüberschreitender Leitungskapazitäten. Getrennte Beschaffung von grenzüberschreitender Leitungskapazität und Energiemenge! Implizite (gemeinsame) Beschaffung von grenzüberschreitender Leitungskapazität mit der Energiemenge!
8 1. Europäischer Rechtsrahmen
9 Überblick zu Network Codes / Guidelines / VO s System Operation Related Codes Operational Security Operational Planning & Scheduling Load Frequency Control & Reserves Emergency and Restoration (OS) (OPS) (LFCR) (ER) Grid Connection Related Codes Requirements for Generators Demand Connection Code HVDC Connection Code (RfG) (DCC) (HVDC) Market Related Guidelines Market Coupling Capacity Allocation & Congestion Management Forward Capacity Allocation Balancing Network Code (CACM) (FCA) (EB) 9
10 2. Funktionsweise & Rollen von Market Coupling
11 Market Coupling pan-europäische Optimierung Land A Strombörse A Strombörse C Land B Strombörse B Land C Market Coupling = Optimierung des internationalen Stromhandels unter Berücksichtigung der grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten
12 Prozess Market Coupling Pre- Coupling Coupling Post- Coupling Vormittag (D-1) Pre-Coupling: Mittag (D-1) Nachmittag (D-1) Kapazitätsermittlung durch TSOs Gebotsabgabe der StromhändlerInnen Coupling: Ermittlung des Clearing-Preises (Optimierung) inkl. der Berechnung benötigten Transportkapazitäten Post-Coupling: Ergebnisse werden an Clearing-/ bzw. Shippinghouse übergeben TSOs erhalten Fahrpläne & Auktionserlöse für die Kapazitäten StromhändlerInnen bekommen Mitteilung über Zuschläge
13 Grundsätzliche Marktmechanismen Preis p MCP Supply Function of Producers Demand Function of Consumers Q... Settled Amount MCP... Market Clearing Price... Consumer Surplus... Producers Surplus Q Menge q... Economic Surplus (Wohlfahrt)* * Zielfunktion des Market Coupling Operators (MCO)! Merit Order Curve (Kraftwerkseinsatz nach Grenzkosten)
14 Market Coupling Gemeinsames Marktgebiet Fall 1: Gemeinsames Marktgebiet keine Übertragungslimits C 200 /MWh Price P 1000 MW 800 MW B 200 /MWh 35 /MWh I 300 II A B C D E A 900 /MWh I Demand: 1000 MW 1800 MW Amount Q P Zone I: MCP: 35 /MWh Zone II: MCP: 35 /MWh D 400 /MWh II Demand: 800 MW Übertragung: 300 MW E 300 /MWh F 100 /MWh
15 Market Coupling getrennte Märkte Fall 2: Getrennte Märkte keine Leitungsverbindungen C 200 /MWh 15 /MWh 1000 MW I A B 1000 MW 50 /MWh 800 MW II E D F 800 MW A 900 /MWh I B 200 /MWh Demand: 1000 MW Zone I: MCP: 15 /MWh Zone II: MCP: 50 /MWh D 400 /MWh II Demand: 800 MW Ungenutzte (günstige) Erzeugung: B C E 300 /MWh F 100 /MWh
16 Market Coupling Kopplung mit Kapazitätslimit Fall 3: Gekoppelte Märkte mit 200 MW verfügbarer Übertragungs-Kapazität 15 /MWh 1000 MW I A B 1000 MW 35 /MWh 100 MW Zone I: MCP: 15 /MWh Zone II: MCP: 35 /MWh 200 B 800 MW C II D E 800 MW D A 400 /MWh 900 /MWh 200 MW I II B C 200 /MWh Demand: 1000 MW Demand: 800 MW 200 /MWh Ungenutzte (günstige) Erzeugung: C E 300 /MWh F 100 /MWh 16
17 Market Coupling Rollen aus dem CACM (stark vereinfacht) NEMO s NEMO s NEMO s HändlerIn NEMO s NEMO s NEMO s NEMO NEMO s NEMO s NEMO s HändlerIn Bidding Zone 1 NEMO s NEMO s NEMO s HändlerIn Bidding Zone 2 CCR 1 NEMO s NEMO s TSOs TSOs TSOs NEMO TSO MCO Market Coupling Operator? Angebote / Nachfrage ( Order Books ) Kapazitäten (techn. Limts) TSO Bidding Zone 3 NEMO TSO Bidding Zone 3 CCR 2 NEMO s NEMO s NEMO s HändlerIn NEMO National Electricity Market Operator (in AT: EXAA, EPEX, NordPool) Bidding Zone Gebotszone; einheitliche Preiszone (z.b. DE/AT, Länder, oder mehrere in einem Land) CCR Capacity Calculation Region
18 3. Kapazitätsberechnung vs. Kapazitätsvergabe
19 Market Coupling vs. Kapazitätsberechnung Capacity Calculation (CC) Kapazitätsberechnung Market Coupling (MC) Kapazitätsallokation z.b.: D-2 19:00 bis D-1 10:00 D-1 10:00 bis D-1 14:30 Kapazitätsberechnung und Market Coupling sind zwei aufeinanderfolgende Prozesse. BZ1 BZ2 BZ3 MC CCR1 CCR2 BZ4 BZ5 BZ6 BZ7 BZ8 Kapazitätsberechnung und Market Coupling laufen auf unterschiedlichen geografischen Ebenen ab. 19
20 Market Coupling (inkl. Kapaziätsberechnung) Heutige geographische Ausdehnung ATC-based Market Coupling Flow-Based Market Coupling Kapazitätsberechnung (TSOs): ATC-based vs. Flow-Based vs. Vergabeverfahren (Börsen): Market Coupling 01/2017: MRC CWE Flow-Based Capacity Calculation ATC Available Transfer Capacity ein gesammelter Wert pro Grenzrichtung MRC Multi Regional Coupling
21 4. Flow-Based Market Coupling
22 Zur Flow Based Kapazitätsberechnung Kommerzielle Handelsgeschäfte vs. physikalische Stromflüsse Aktuell ist Kopplung beider Welten sehr schwach Bisher: Im Großteil von Europa Einzelwerte pro Grenze Abweichung zwischen Handel und Physik Zielsystem: Flow Based wird per EU- Verordnung verpflichtend (CACM VO) 22
23 Zur Flow Based Kapazitätsberechnung Flow Based soll Handelsflüsse und Stromflüsse näher zusammen zu bringen Starke regionale Koordinierung bei Kapazitätsberechnungen nötig: Netzdaten und Forecast von Netzbelastungen Abschätzung über Kraftwerkseinsatz Berücksichtigung von Netzelementen (auch interne Leitungen) Bei Flow Based rücken Grenzen in den Hintergrund komplexer Ansatz, dafür näher an physikalischer Realität genauerer Input für Market Coupling Beispiel CWE: bisher: 8 Werte (richtungsscharf 4 Grenzen) Flow Based: ~ 3000 Critical Branches 23
24 5. Entwicklungen in Österreich & Europa
25 Geographische Entwicklung Status Quo Market Coupling in Österreich Tschechien Österreich Slowakei Market-Coupling: AT-Grenzen Status-Quo Schweiz Italien Market Coupling aktiv Offene Grenze mit DE Explizite Auktionen (derzeit noch kein Market Coupling) Ungarn Slowenien
26 Geographische Entwicklung MC: MRC & APG Grenzen Schrittweise geographische Erweiterung: Trilaterales Market Coupling (NL-BE-FR) Central Western Europe Market Coupling (CWE MC) North Western Europe Market Coupling (NWE MC) South Western Europe Market Coupling (SWE MC) Italian Borders Market Coupling Projekt 2015 mit AT-IT Seit 07/2016 Market Coupling AT-SI in Betrieb Multi Regional Coupling (MRC) heute: Umfasst 19 Länder 22 TSOs, 9 Strombörsen 26 MRC Multi Regional Coupling; MC Market Coupling
27 Fazit & Zusammenfassung
28 Zusammenfassung CACM VO definiert klare Vorgaben bezüglich Kapazitätsberechnung (Flow-Based) und Kapazitätsallokation (Market Coupling) (Flow-Based) Market Coupling ist das Zielmodell für den europäischen, integrierten Strommarkt für Day-Ahead Bereich! Derzeit hat APG zwei aktive Grenze im Day Ahead Market-Coupling (AT-IT und AT-SI) Weitere Grenzen sind in Arbeit: MC mit der Schweiz (abhängig von CH-EU Abkommen) MC in der CORE Region (derzeit in Designphase)
29 Fazit Multi Regional Coupling: ca. 4 TWh an täglich gehandelter Energie (ca. 150 Mio. EUR je Tag!) 19 Länder (22 TSOs, 9 Strombörsen) 1 Tag MRC entspricht 1/3 des Jahresverbrauch von Wien (12 TWh)! MRC Handelsvolumen pro Jahr ca TWh (ca. 55 Mrd. EUR p.a.) Entspricht ca. 50% des Stromverbrauchs der EU 28! (EU 28 ca TWh/a) Datenlage: 2015
30 Dankeschön Diskussion? FRAGEN?
31
32 A1) Pre-Coupling Kapazitätsermittlung ATC vs. Flow-Based ATC (Available Transfer Capacity): Kapazitätsermittlung Ex-Ante durch TSOs je Grenze. Größtenteils bilateral (koordiniert). Flow-Based: Regionale Koordinierung der Verfahren und der Kapazitätsberechnung Der Börse werden Netzparameter ( unterschiedliche Handelsmöglichkeiten ) zur Verfügung gestellt optimierte Systemausnutzung! Go-Live Quelle: CWE Flow-Based
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