Kritische Analyse des Regel- und Ausgleichsenergiemarkts in Österreich Dr. Jürgen Neubarth :: Wien, 3. März 2015
Die Kosten im Regelenergiemarkt steigen und steigen und steigen... 171 Mio. 157 Mio. 203 Mio. Wer verdient daran? 98 Mio. 89 Mio. Wer bezahlt das Ganze? 2010 2011 2012 2013 2014 Ungewollter Austausch Market Maker, Ausfallres. u. Tertiärreg. Sekundärregelung Primärregelung Energiegespräche :: 3. März 2015 1
Wer verdient daran wer macht die Preise? Op#onen zur Weiterentwicklung der Regelenergiemärkte in Deutschland (2005) Marktmacht liegt vor, wenn Anbieter in einem konzentrierten Markt Preise über dem wettbewerblichen Level realisieren. Energiegespräche :: 3. März 2015 2
Kostenstruktur im österreichischen Regelenergiemarkt zeigt Luft nach Unten Relatives Kostenniveaus im Österreichischen Regelenergiemarkt im Vergleich zur Schweiz und zu Deutschland 2012 und 2013 40% 45% Schweiz Daten: APG, Swissgrid, BNetzA 100% 100% 30% 35% Österreich Deutschland Schweiz zeigt 2013 mit rd. 200 Mio. doppelte Gesamtkosten für Leistungsvorhaltung wie Österreich, jedoch doppelte Menge an Regelleistung im System vorgehalten; Kosten für Arbeit u.a. auf Grund abweichender Preisbildung deutlich unter Kosten in AT Gesamtkosten im deutschen Regelenergiemarkt 2013 rd. 600 Mio., jedoch systembedingt 10-facher Regelleistungsbedarf Energiegespräche :: 3. März 2015 3
Sekundärregelung: Zugeschlagene Angebotspreise zeigen im Vergleich zu DE keine Auffälligkeiten Wochenmittlerer Leistungspreis in /MWh Wochenmittlerer Arbeitspreis in /MWh 70 1.000 60 50 40 30 20 10 500 0-500 -1.000 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 0 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53-1.500 Deutschland: Österreich: POS_NT NEG_NT NEG_HT POS_HT NEG_Offpeak und Weekend NEG_Peak POS_Offpeak und Weekend POS_PEAK Energiegespräche :: 3. März 2015 4
Mittlere Abrufpreise für Sekundäregelenergie in Österreich jedoch deutlich höher als in Deutschland Relative Abrufhäufigkeit Sekundärregelleistung AT und DE 15 Minuten Mittelwert SRL-Abruf bezogen auf mittlere vorgehaltene SRL 100% 80% 60% 40% 20% 0% 0% 20% 40% 60% 80% 100% kumulierte Abrufhäufigkeit 2014 Gewichtete Abrufpreise (AT) und kumulierte Merit Order-Liste (DE) neg. SRL 1. - 7.12. 2014 Gewichteter Abrufpreis in /MWh 100 0-100 -200-300 -400-500 -600-700 -800 Anbieter zahlt an ÜNB bei Abruf 0 500 1000 1500 2000 ÜNB zahlt an Anbieter bei Abruf Sekundärregelleistung in MW SRL negativ DE SRL negativ AT SRL negativ HT DE SRL negativ NT SRL positiv DE SRL negativ OFFPEAK AT SRL negativ PEAK AT SRL positiv AT SRL negativ WEEKEND AT * AT tatsächliche Abrufe; DE Energiegespräche :: 3. März 2015 5 Angebotspreis e
Die Ursache für den hohen Bedarf an Regelenergie in Österreich ist schnell gefunden, denn...... der Fehler der OeMAG(APG)-Windprognose bestimmt Über- und Unterdeckung der Regelzone APG. Bei 2.000 MW installierter Windleistung erreichen in der APG Regelzone die Abweichungen bis zu -800/+600 MW. Einfluss PV-Prognosefehler auf Grund mangelnder Transparenz unbekannt. In Deutschland können knapp 80.000 MW Windund PV-Leistung mit rd. +/-4500 MW Regelleistung beherrscht werden. Energiegespräche :: 3. März 2015 6
Und wer bezahlt nun das Ganze? 70 Mio. Ökostrom-Fördertopf (weniger Zubau und damit weniger Ökostrom in AT) 140 Mio. Erzeuger > 5 MW 70 Mio. Ökostrom-BG (OeMAG) 200 Mio. Regelreservemarkt (einige Anbieter) 60 Mio. Ausgleichsenergiemarkt 50 Mio. Clearingpreis 1 (Bilanzgruppen) 10 Mio. Clearingpreis 2 (Verbrauch) andere BG 20 Mio. Energiegespräche :: 3. März 2015 7
In anderen Ländern erfolgt die Windintegration deutlich kostengünstiger! Kein Kommafehler(!): Die Ausgleichsenergieaufwendungen für Windstrom der OeMAG lagen 2014 bei rd. 16 /MWh. Energiegespräche :: 3. März 2015 8
Minimierung Ausgleichsenergie der Ökostrombilanzgruppe Minimierung Ausgleichsenergie der Ökobilanzgruppe Dr. Horst Brandlmaier, MBA Vorstand OeMAG Abwicklungsstelle für Ökostrom AG Möglichkeit der Reduktion Da die OeMAG keinen Einfluss auf die Kosten der zur Verfügung stehenden Ausgleichsenergie hat, kann sie lediglich versuchen, die Menge an verursachter Ausgleichsenergie zu senken. Eine Prognoseabweichung könnte über Kauf oder Verkauf von Strom ausgeglichen werden. 1) Neuer Fahrplan auf Basis der neuen Prognosebasis 2) Ermittlung der Abweichung zum ursprünglichen Fahrplan (long/short) 3) Reduktion der Abweichung durch Handelsaktivitäten (über eine Auktionsplattform)! Price-Cap oder Floor für den zur Verod. Ersteigerung freigegeben Teil 4) Erstellung eines neuen Fahrplanes (Differenzfahrplan) Energiegespräche :: 3. März 2015 9
Im Benchmark mit dt. ÜNBs ist Ausgleichsenergiebedarf der Ökostrom-BG überdurchschnittlich hoch Spezifischen Ausgleichsenergiemengen OeMAG-Ökostrombilanzgruppe und EEG-Bilanzkreise deutscher ÜNBs 2012 bis 2014 AE-Bezug Windkraft/PV* 0,138 0,141 0,149 AE-Lieferung Windkraft/PV* 0,130 0,133 0,122 [MWh/MWh] 0,073 0,065 0,063 [MWh/MWh] 0,057 0,042 0,041 2012 2013 2014 Österreich 2012 2013 2014 Deutschland Daten: OeMAG, netztransparenz.de * Österreich nur Windkraft; 2014 für Deutschland vorläufige Werte ohne Dezember Energiegespräche :: 3. März 2015 10
Was kann gegen die hohen Ausgleichsenergiekosten für Ökostrom unternommen werden? 1 2 3 Effiziente Bewirtschaftung der Ökostrombilanzgruppe Kurzfristprognosen und Intraday-Handel Zusammenführen der operativen und finanziellen Verantwortung für Prognoserisiko durch bspw. anreizbasiertes Bonus-/Malus-System Transparente Datenbereitstellung und Prozessabwicklung Marktkonforme Preise im Regelenergiemarkt Vereinfachung und Harmonisierung Präqualifikationsbedingungen Regelzonenübergreifende Beschaffung und Abruf Teilnahme von (OeMAG-)Windkraftanlagen am Regelenergiemarkt Verfahren zur Berechnung der Ausgleichsenergiepreise Evaluierung und Änderung der Berechnungssystematik Energiegespräche :: 3. März 2015 11
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dr. Jürgen Neubarth :: Wien, 3. März 2015