Der Regel/Ausgleichsenergiemarkt aus Sicht eines österr. EVU Energiegespräche TU Wien im TMW am 3.3.2015 Günter Bramböck
Elemente eines freien Strommarktes Marktmodell Gut strukturierte Netztarife Clearing & Settlement, AE- Preis Mit Markt- Teilnehmern abgestimmte Marktregeln Markt Klare gesetzliche Rollen und Verantwortunge n Transparenz, Nicht- Diskriminierung
Liberalisierung wie weit realisiert? 1996 erste Richtlinie für einen gemeinsamen europäischen Strommarkt (Binnenmarkt) veröffentlicht, per 19.2.1999 wirksam > 40 GWh/a Verbrauch 1.10.2001 vollständige Strommarktliberalisierung in Österreich oder doch nicht? Marktöffnung in AT und zu Nachbarn war eingeschränkt auf den Handel von Standardprodukten OTC, Strombörse. Tertiärregelung nur innerhalb AT Primärregelung war zunächst verpflichtend für große Erzeuger, Sekundärregelung vertraglich innerhalb der VG abgedeckt. Regelenergieprodukte sind noch immer ein nationaler Markt, lediglich Primärregelung wird mit DE, CH ausgetauscht. 3
Wo hapert es? Marktteilnehmer fordern die rasche Marktöffnung für Regelreserve seit 2002 Voraussetzungen sind durch die TSO bzw. die Market Operator zu schaffen Für den EU-Binnenmarkt gibt es aber bis heute nicht die notwendigen und gültigen Marktregeln! Gemeinsame Marktregeln bringen erforderliche Harmonisierung der nationalen Märkte Es haben sich zwei sehr unterschiedliche Marktmodelle etabliert, die wegen der unterschiedlichen Verantwortungen kaum kompatibel sind: Central Dispatching (IT, FR, UK, ) und Self- Dispatching (AT, DE, Skandinavien) 4
Warum wollen die Endversorger einen freien Markt für Regelreserve? Standardisierung hat die Liquidität der Strombörsen erhöht und damit die Marktstabilität Gemeinsame Märkte ergänzen sich und schaffen mehr Versorgungssicherheit Transparenz fördert Investitionen und macht den Markt fair und stabil Ein fairer Markt verlangt gute Marktregeln, die gemeinsam von allen Marktfunktionen erstellt und gelebt werden müssen (nicht nur von ENTSO-E ausgearbeitet) Transparenz bringt Fairness, bringt den Kunden geringere Kosten Notwendige gesetzliche Anpassung in AT dzt. nicht in Sicht 5
Gemeinsame Regelenergieprodukte notwendig in einem koordinierten Ausgleichsgebiet (CoBA) Forderung des AK AE von 2013 Die Kriterien/Spezifikationsparameter sind bereits weitgehend festgelegt Basisprodukte sind seit langem in Verwendung und weitgehend vereinheitlicht, schon zu Zeiten des UCTE-Handbooks Die bereits existierenden Präqualifikationsbedingungen müssen kurzfristig angeglichen werden Es sollen einheitliche Regel- und Ausgleichskriterien für alle Regelzonen. Zumindest aber innerhalb von CoBA fixiert werden 6
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Vereinheitlichung der Gate Closure Times Forderung des AK AE von 2013: Termine als wesentliches Element in der Diskriminierungsfreiheit Abstimmung sowohl zwischen den Märkten als auch zwischen den Produkten 8
Einheitliche Transparenz der Regelreservemärkte und Ausgleichsenergie etwa analog Energymonitor.at Maximale Anwendung der EU- Transparenzverordnung http://www.energymonitor.at/en Forderung des AK AE von 2013 Zulassung grenzüberschreitender Projekte erst mit Schaffung ausreichender Transparenz auf beiden Seiten Einheitliche Datenstrukturen Ergänzungen, wo Transparenz noch weniger weit entwickelt (bsp. Veröffentlichung anonymisierte MOL) 9
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Abbau der Verzögerung in der Veröffentlichung des DRZ Forderung des AK AE von 2013: Angleichung des Informationsniveaus für alle Marktteilnehmer Raschere Aktivierung von freien Reserven Vermeidung von Überschwingen Eventuell eigene Grafik für aktuelle RZ-Lage 11
Richtige AE-Preisermittlung und Kostenallokation Forderung des AK AE von 2013 Ausgewogene Balance zwischen Versicherungs- vs. Verursachungsprinzip Richtige und ausreichende Anreize zur Prognoseverbesserung und Vermeidung von teurem Regelleistungsbedarf Transparenz und Nachvollziehbarkeit als vertrauensbildende Maßnahme Verhinderung von Arbitragen und sonst. Missbrauch Wesentliches Element der Systemstabilisierung 12
Die Umlegung (Kostenallokation) der Regelreservekosten in die Ausgleichsenergie Regelleistung ist eine Versicherung für den Markt, bestehend aus Erzeugern und Verbrauchern Versicherungsprinzip Ausgleichsenergie entsteht durch ungenaue Planung/Prognose bzw. Abweichung von Erzeugung und Verbrauch von der Planung Gute Kostenallokation verbessert Energieprognose und Systemgleichgewicht Verursachungsprinzip Der Clearingprozess bestimmt das Verhalten der Bilanzgruppenverantwortlichen Marktteilnehmer sollen freie Reserven einbringen Volle Transparenz bringt Sicherheit und Kostenreduktion 13
Regelreservekosten in der Ausgleichsenergie: Leistungskosten fallen, Energiekosten steigen http://www.energymonitor.at/en/reports/power_reports 14
Systemdienstleistungsentgelt als Markthemmnis für inländische Erzeuger 15
Anreiz zur Systemstabilisierung? 16
17 Ausgleichsenergie Ökostrom 3.3.2015
Entwicklung der Ausgleichsenergiemengen seit 2008 Jahr 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 gesamt DRZ (absolut) GWh 808 808 765 714 712 732 741 gesamte AE der OeMag GWh 1.136 939 726 656 675 709 768 ges. Einspeisung OeMAG GWh 8.199 7.140 6.152 5.452 5.905 5.147 5.440 Wind MW 3.640 2.970 2.386 1.883 2.019 1.915 1.988 PV MW 351 215 101 39 26 21 17 18
OeMAG als Regelreserve-Nachfrager AE-Mengen 2014 GWh Anteil am DRZ Alle Bilanzgruppen in der Regelzone Ges. pos. AE-Menge (zurückgelassen) 1.756 Ges. neg. AE-Menge (nachgefordert) 1.784 DRZ steigernde AE (DRZ vergrößernd) 2.174 DRZ reduzierende AE (DRZ vermindernd) 1.366 Verbleibendes Regelzonen-Ungleichgewicht gesamt DRZ (absolut) 808 davon pos. DRZ - Überschuss 390 48% davon neg. DRZ - Defizit 418 52% OeMAG OeMAG AE-Bezug (korrespondierend neg. AE) 625 149% OeMAG AE-Lieferung (korrespondierend pos. AE) 511 131% gesamte AE der OeMag 1.136 141% 19
Preisdifferenz Intraday-Handel zu Ausgleichsenergie 2014 EPEX Power Spot Intraday Quaterhour Weighted Average Price EPEX Power Spot Intraday Quaterhour Weighted Average Price 20
Gesetzliche Verpflichtung zum Intraday-Handel im OeSG 2012 http://www.e-control.at/de/recht/bundesrecht/oekostrom-energieeffizienz/gesetze 21
Klare gemeinsame Ziele schützen vor Überhitzung. Danke für Ihre Aufmerksamkeit 22
Backup 23
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