Agentenbasierte Simulation der Auswirkungen eines Imports von Strom aus erneuerbaren Energiequellen in Nordafrika in den italienischen Markt

Agentenbasierte Simulation der Auswirkungen eines Imports von Strom aus erneuerbaren Energiequellen in Nordafrika in den italienischen Markt Benjamin Pfluger, Frank Sensfuß, Martin Wietschel Fraunhofer Institut System- und Innovationsforschung, Karlsruhe Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien, 12.02.2009

Agenda 1. Ziel der Betrachtung 2. Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) von erneuerbarem Strom aus Nordafrika 3. Der italienische Strommarkt 4. Anpassung des Modells "PowerACE" 5. Ergebnisse 6. Zusammenfassung und Ausblick 2

Ziel Ziel der Betrachtungen 3

Ziel Zentrale Fragen: Wie würde sich ein Import von Erneuerbarem Strom von Nordafrika nach Italien derzeit auswirken? - Bisherige Arbeiten konzentrieren sich auf technische und ökologische Fragen - Auswirkungen der Netzengpässe - Optimaler Anbindungspunkt - Auswirkungen auf den Börsenpreis Wie kann der italienische Strommarkt in der agentenbasierten Strommarktsimulation PowerACE realistisch abgebildet werden? Ziel: Das Modell PowerACE so modifizieren, dass ein Stromimport simuliert werden kann 4

HGÜ Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) von erneuerbarem Strom aus Nordafrika 5

HGÜ von erneuerbarem Strom Prinzip Stromerzeugung an optimalen Standorten: - Solarthermie in Wüsteregionen - Windkraft in Passatzonen Verlustarmer Transport mittels Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung Ausgleich von Schwankungen Speicherung: - vor Ort thermisch - in Europa durch Pumpspeicher Quelle: [DLR 2006] Langfristige Kosten laut DLR: - 4 ct/kwh für Erzeugung bisher eher ~ 20 ct/kwh in Nordafrika - 1 ct/kwh für Transport 6

Italienischer Markt Der italienische Strommarkt 7

Der italienische Strommarkt Kennzahlen 2006 Gesamtnachfrage: 337,5 TWh (+ 2 % zum Vorjahr) Nettoimport: 44,9 TWh (13,3 % des Bedarfs) Spotmarktpreis 74.75 EUR/MWh (+ 27.6 % zum Vorjahr) Liberalisierung Grundlage: EU Direktive 96/92/EC Umsetzung im "Bersani Dekret" (1999) - volle Liberalisierung der Erzeugung - ownership unbundling - freie Wahl des Stromversorgers (graduell eingeführt, abgeschlossen Juli 2007) - Strombörse IPEX (Italian Power Exchange, Start April 2004) - Kontrollbehörde AEEG Markt stellt dennoch ein "Follower-leader"-Oligopol dar, (Ex-Monopolist Enel besitzt ca. 40 % Marktanteil) 8

Der italienische Strommarkt Stromerzeugung in GWh nach Energieträger 350,000 300,000 250,000 Other renewable sources Geothermal Hydroelectric 200,000 Other Fossil sources 150,000 Oil products 100,000 Natural Gas Hard Coal 50,000 0 1999 1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 9

Der italienische Strommarkt Energiemix Italien (2006) Oil products 11.4% Other Fossil sources 6.1% Natural Gas 51.3% Renewables 16.7% Hard Coal 14.4% Hydroelectric 11.9% Geothermal 1.8% Biomass/waste 2.0% Wind 1.0% 10

Der italienische Strommarkt Norditalien hohe Nachfrage starker Wettbewerb, u.a. durch Importe Zentralitalien Mangel an Erzeugungskapazität Süditalien und Inseln Engpässe im Übertragungsnetz Verstärkter Ausbau des Kraftwerksparks in den letzen Jahren 11

Der italienische Strommarkt Netzengpässe Netz 2004 entflochten Netzbetreiber Terna SpA seit 2005 börsennotiert Netz nur in 19 % der Zeit ausreichend Zonales Strommarktmodell bei Überlastung der Transportkapazität werden Zonen abgespalten diese Zonen bilden einen Submarkt mit einem "Zonenpreis" für Erzeuger Nachfrager zahlen eine gewichtetes Mittel -> "Nationalen Einheitspreis" (NEP) 12

Durchschnittliche Zonenpreise 2006 Zonenpreise starkes Süd-Nord-Gefälle Preisunterschied Norditalien Sardinien 6,9 EUR/MWh (9%) Preisanreize für neue Kraftwerke 13

Auswirkungen der Netzengpässe NEP-Preisunterschiede durch Netzengpässe 1. Juliwoche 2005/2007 (Quelle: [Petti 2007]) 14

PowerACE-Italy Anpassung des Modells "PowerACE" 15

Anpassung des Modells PowerACE Das Modell PowerACE agentenbasierte Strommarktsimulation Load DB load profiles support Gridoperator-Trader offer bid load support Load-Prognosis REG-Load DB REG-Capacity DB new plant Investment Planner stundenscharfe Zeitauflösung detaillierter Kraftwerkspark inklusive Pumpspeicher statische Erfassung der Einspeisung erneuerbarer Energie Household Transport Services Industry+ Others Contracts Spotmarket load bids 50 40 Supplier 30 20 10 0 hour offer bid demand+equipment(hh) Gridoperator Demand DB bids Primary Reserve PumpStorage PumpStorage DB Trader Secondary Reserve Minute Reserve co 2 balance offer CO 2 Market 50 Saving Potential CO 40 Industry DB 2 Trader 30 20 bid 10 0 hour offer offer offer bid Renewable Agents Supply Trader merit-order merit-order Balancing Trader CO 2 Trader Investment Planner new plant Plant DB plant data Generator Legend Markets Renewables Demand Utilities Agents Flows data Database 16

Clearing-Algorithmen Berücksichtung der Engpässe nah an das Vorgehen der IPEX angelehnt Durchführung 1. Clearing ohne Berücksichtigung von Transportkapazitäten 2. Vergleich mit Transportkapazitäten 3. Aufspalten in Preiszonen Anbieter erhalten "Zonenpreis" Nachfrager zahlen "Nationalen Einheitspreis" 17

Ergebnisse Ergebnisse 18

Szenarien 5 Szenarien 5-10 GW Kapazität verschiedene Anknüpfungspunkte Capacitiy imported to zones Scenario North Centre- North Centre- South South Leitung für "Trans-CSP"; nach: DLR 2006 "Trans-CSP small" 5 GW - - - "South" - - - 5 GW "North and South" 2.5 GW - 2.5 GW - "Trans-CSP large" 10 GW - - - "Countrywide distribution" 2.5 GW 2.5 GW 2.5 GW 2.5 GW Leitung für "South" 12.02.2009 19

Auswertung der Ergebnisse Simulationsergebnisse: 140.00 120.00 Real spot market price Without HVDC HDVC to zone South Spot market price [EUR/MWh] 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103 109 115 121 127 133 139 145 151 157 163 hours of 3rd calendar week 2006 12.02.2009 20

Auswertung der Ergebnisse Ergebnisse Indicator group Influence on the Single buying price Indicator Unit Trans-CSP small Average SBP of scenario South Scenario North and South Trans-CSP large Mainland distribution EUR/MWh 47.76 46.41 48.22 39.44 42.46 Absolute reduction of SBP EUR/MWh 7.47 8.82 7.01 15.79 12.77 Percentaged reduction of SBP % 13.50% 16.00% 12.70% 28.60% 23.10% SBP derived from abs. reduction EUR/MWh 67.29 65.93 67.74 58.96 61.99 SBP derived from proportionate reduction EUR/MWh 64.65 62.82 65.27 53.38 57.47 Szenario "South" führt zu den höchsten Effizienzgewinnen die Verteilung der Kapazität auf Nord und Süd ist ineffizienter als eine gebündelte Einspeisung 12.02.2009 21

Ausblick Zusammenfassung und Ausblick 22

Zusammenfassung und Ausblick Ergebnisse Ein Stromimport aus Nordafrika trägt zur Beseitigung der Ineffizienzen durch Engpässe im italienischen Übertragungsnetz bei. Durch die bisherige Tendenz, Strom von Norditalien in den Süden zu transportieren und das italienische Kraftwerksportfolio erscheint ein Anbindung Süditaliens sinnvoll. Ausblick Gestufter Ausbau auf europäisches Modell Antizipierung des zukünftigen Stromsystems 23

Schluss Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 24

Quellen und Literaturhinweise Quellen [DLR 2006] [Petti 2007] Trans-Mediterranean Interconnection for Concentrating Solar Power. Final Report. (Verfügbar auf: www.dlr.de). How Italian electricity market manages network constraints. Presentation in Rome, September 2007. (Verfügbar auf: www2.ceris.cnr.it). Weiterführende Literatur zu PowerACE: Links PowerACE: HGÜ-Import: Ital. Strommarkt: Assessment of the impact of renewable electricity generation on the German electricity sector - An agent-based simulation apporach. VDI Verlag Düsseldorf. www.powerace.de www.trecers.net www.autorita.energia.it; http://www.terna.it; http://ec.europa.eu/growthandjobs/pdf/implementation_report2_ en.pdf 25

Nachtrag Zusatzfolien 26

Marktpotential laut DLR Szenario der DLR in Zahlen Year 2020 2030 2040 2050 Transfer Capacity GW 2 x 5 8 x 5 14 x 5 20 x 5 Electricity Transfer TWh/y 60 230 470 700 Capacity Factor 0.60 0.67 0.75 0.80 Turnover Billion /y 3.8 12.5 24 35 Land Area CSP 15 x 15 30 x 30 40 x 40 50 x 50 km x km HVDC 3100 x 0.1 3600 x 0.4 3600 x 0.7 3600 x 1.0 Investment CSP 42 143 245 350 Billion HVDC 5 20 31 45 Elec. Cost CSP 0.050 0.045 0.040 0.040 /kwh HVDC 0.014 0.010 0.010 0.010 Quelle: [DLR 2006] 27

Italienischer Spotmarktpreis Gründe für den hohen Preis veralteter Kraftwerkspark schwaches Netz Fehlen von Braunkohle- und Atomkraftwerken Oligopol, regional fast Monopole Enel besitzt weiterhin nahezu alle Pumpspeicherkraftwerke AEEG vermutet ein zu häufiges Warten der Kraftwerke (Zurückhalten von Erzeugungskapazitität) vermutete Preisabsprachen 28