Strommarkt-Flexibilisierung – Hemmnisse und Lösungskonzepte Marktchancen für Flexibilitätsoptionen Forum Erneuerbare Energiewirtschaft Hannover, 15. April 2015 Thorsten Lenck, Marie-Louise Heddrich, Malte Jansen, Christoph Richts, Norman Gerhardt Angekündigte Vorhaben 10-Punkte-Energie-Agenda des BMWi 2 Flexibilitätsoptionen Reduktion Must-Run Fokus der Studie PtH KWK EE in Flex. Märkten z. B. RL IKT Kurzzeits peicher PtG flex Bio DSM Anteil EE Marktdesign heute 3 Forschung 2030 Grundlegenden- und Sowieso-Maßnahmen Systematische Preissprünge weisen auf eine nicht ausreichende Bilanzkreisbewirtschaftung hin Viertelstundenprodukte Day-AheadMarket (DA) Live-Datenbereitstellung für ID-Handel Einhaltung der Bilanzkreisverträge/ Erhöhung der Fahrplantreue Netzausbau Europäische Kopplung Grundvoraussetzung zum Einbinden aller Flexibilitäten in den Strommarkt 4 Inflexibilitäten abbauen Identifizierung von Ansatzpunkten Regelleistungsbedingter Must-Run Regelleistungsmärkte anpassen Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktlängen Regelleistungsbereitstellung durch fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien ermöglichen Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen Must-Run durch KWK Förderung des strommarktorientierten Betriebs (z.B. Dynamisierung des KWK-Bonus) Entkopplung der Wärmenetzförderung vom KWK-Anteil Flexibilisierung von Biomasseanlagen Sonstiger „Must-Run“ 5 Weiterentwicklung, Monitoring sowie Stärkung der Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung für Neuanlagen oder Stärkung des Flexibilitätszuschlags). Grundlegendes Prinzip: Wirtschaftlichkeit einer Flexibilität 60 + Wirtschaftlichkeit dieser Flexoption ist preisabhängig Durch gezielte Förderung kann die Wirtschaftlichkeit einer Flexoption auf der y-Achse parallel verschoben werden, sodass im Mittel eine Null erwirtschaftet wird Nutzung der Flexoption nur in den Stunden, in denen der Bedarf für die Flexibilität besteht Wirtschaftlichkeit der Flexoption 40 20 00 1 -20 -40 -60 - 6 Zeit Dynamisierung von Preisbestandteilen Dynamische EEG-Umlage 7 Dynamische Netznutzungsentgelte Dynamische KWK-Zulage Dynamisierung der Preisbestandteile KWK-Umlage KWK-Umlage OffshoreUmlage StromNEVUmlage Stromsteuer Stromsteuer 60 40 EEG-Umlage EEG-Umlage 20 0 -20 Netznutzungsentgelte -40 -60 Spot-Preis 8 Netznutzungsentgelte Zeit Spot-Preis OffshoreUmlage StromNEVUmlage DYNAMISCHE EEG-UMLAGE Dynamische EEG-Umlage I Fixe Umlage 50% Dynamisierung Volle Dynamisierung mit Multiplikator zwischen 1,2 – 1,7 Jahresmittel des Strompreises Jahresmittel des Strompreises + EEG-Umlage (EUR/MWh) (EUR/MWh) 160 140 140 120 120 100 100 80 80 60 60 40 40 1 4 7 10 13 16 Deckel bei der EEG-Umlage: 90 – 150 EUR/MWh 160 19 22 1 Stunde des Tages 4 7 10 13 16 Stunde des Tages 19 Multiplikator beeinflusst die Anreizwirkung stark Die Höhe des Deckel ist weniger relevant für mittlere Anreizwirkung Anteilige Dynamisierung (z.B. 50%) ermöglicht Übergangslösung 10 22 Dynamische EEG-Umlage II Höhe Anreiz / Preis Bei Fixer EEG‐Umlage 2 4 6 Bei Dynamischer EEG‐Umlage 8 10 12 14 16 18 20 22 2 4 Tageszeit Durchschnittlicher Spotmarktpreis 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Tageszeit Stündlicher Spotmarktpreis Brennstoffkosten werden durch Preisreaktionen auf Lastverschiebung reduziert EEG Umlagesumme bleibt konstant, die Kosten für inflexible Verbraucher steigen an Lastverlagerungsanreiz durch EEG‐Umlage Jährliche Mehrkosten für EEG‐ Umlage Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Zeit des inflexiblen Strombezugs Dynamisierung führt zu Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern fallspezifisch ! Bei vereinfachten Annahme (Bandlast) liegen diese schätzungsweise in der Größenordnung < 14% Inflexibler Verbrauch in Niedrigpreiszeiten führt zu geringeren Belastungen 12 DYNAMISCHE NETZNUTZUNGSENTGELTE Dynamische Netznutzungsentgelte - Arbeitsansatz Wandel vom Netz-Betreiber hin zum Netz-Manager Mischung globaler und lokaler Signale zur optimierten Netznutzung Anpassung der Entgelte je nach (aktuellem) Zustand des Netzes zeitvariabel Vorteil: Implizite Abstimmung zwischen Markt und Netz 14 Dynamische Netznutzungsentgelte - Ampel Normaler Betrieb: Volle EE Integration Dynamisierte „normale“ NNE Richtgröße: Spotmarkt Geänderter Betrieb: EE Integration nicht ohne Einschränkung Dynamisierte „geänderte“ NNE Richtgröße: Netzlast% 15 DYNAMISCHE KWK-BONUS Dynamisierung KWK-Zulage KWK-Anlagen meist wärmegeführt Hohe VBH und Grundlast Wenig Flexibilität durch Sektorkopplung (Wärmespeicher) KWK-Bonus verstärkt inflexible Fahrweise Flexibilisierung über Fördermechanismus Preis BHKW an Strompreis Ø Strompreis Referenz Ø Strompreis BHKW (an) Zeit 17 HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN mittelfristig kurzfristig Handlungsempfehlungen zur StrommarktFlexibilisierung 19 Liquidität des Viertelstundenhandels erhöhen Sanktionierung systematischer Abweichungen Übermittlung von RLM-Messwerten an den BKV in Echtzeit Messdaten an den Versorger übermitteln Integration von fluktuierendem Strom in Vertriebsportfolios EE-Integration außerhalb des EEG (Grünstrommodell II)) Regelleistungsmärkte anpassen Verkürzung Vorlaufzeiten & Produktlängen Präqualifikation EE Flexibilisierung von Biomasseanlagen Weiterentwicklung Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung) Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen Strommarktorientierter Betrieb (z.B. Dynamisierung des KWK-Bonus) Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der EEG-Umlage Umstellung EEG-Umlage auf Flexibilitätssignal Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der Netzentgelte Netznutzungsentgelte ein Flexibilitätssignal EE-Integration mit Netz verknüpfen, global & lokal Malte Jansen [email protected] Thorsten Lenck [email protected] FRAGEN & DISKUSSIONEN Mögliches Szenario Normaler Betrieb: Integration von flukt. EE ist ohne Einschränkung möglich Anreize werden über zeitvariable EEG-Umlage gesetzt Richtgröße: Spotmarkt Netz / Verbrauch Geänderter Netzbetrieb: Integration von flukt. EE ist nicht ohne Einschränkung möglich Anreize werden über zeitvariable Netzentgelte gesetzt Richtgröße: Netzlast Netz / Verbrauch 21 Befähigung zur Einbindung der Flex sowie Wirtschaftlichkeit kurzfristig Maßnahmen Liquidität des Viertelstundenhandels erhöhen Erleichterung des Viertelstundenhandels sowie Stärkere Sanktionierung systematischer Abweichungen Übermittlung von RLMMesswerten an den BKV in Echtzeit Messdaten an den Versorger übermitteln, damit Bilanzkreisüberblick gegeben und Bilanzausgleich in Echtzeit möglich ist Integration von fluktuierendem Strom in Vertriebsportfolios mittelfristig Regelleistungsmärkte anpassen 22 Direkte EE-Integration außerhalb des EEG-Vergütungssystems stärken, damit Nachfrage nach Flexibilität steigern z.B. durch Modelle wie das Grünstrommarktmodell Verkürzung von Vorlaufzeiten und Produktlängen Regelleistungsbereitstellung durch fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien ermöglichen Flexibilisierung von Biomasseanlagen Weiterentwicklung, Monitoring sowie Stärkung der Flexibilitätsprämie (ggf. Wiedereinführung für Neuanlagen oder Stärkung des Flexibilitätszuschlags) Abbau der Must-Run Leistung von KWK-Anlagen Förderung des strommarktorientierten Betriebs (z.B. Dynamisierung des KWK-Bonus) Entkopplung der Wärmenetzförderung vom KWK-Anteil Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der EEG-Umlage Umstellung der EEG-Umlage auf ein Flexibilitätssignal, z.B. den Spotmarktpreis Gesamtkostenneutrale Dynamisierung der Netzentgelte Umstellung der Netznutzungsentgelte auf ein Flexibilitätssignal, welches erneuerbare Energie integriert (global) und die Netzsituation berücksichtigt (lokal) 23 Dynamisierung KWK-Bonus Preis BHKW an Strompreis Ø Strompreis Referenz Ø Strompreis BHKW (an) Zeit Verschiedene Ausgestaltungsvarianten sind möglich bspw. Ähnlich wie dynamische EEG-Umlage oder verwandte Konzepte Anreize auf jährlicher Basis Etc. 24 Status Quo in Dänemark Hohe Grad der Flexibilisierung in KWK-Systemen Windkraftanteil 30% 60% der Gebäude in der Fernwärme Große Wärmespeicher in der FW Flexible KWK (Ausschaltung bei Stromüberschüsse) Netzanbindung in große Puffersysteme (SWE, NOR, D) ~300 MW installierte PtH-Leistung, ~40 MW Großwärmepumpen Stromhandel vergleichbar zu DEU 25 Diskussion Pro Verbessert die Anreize zum strommarktkonformen Verhalten Fördert implizit die Investition in Speicher + Flexibilisierung des Gesamtsystem Änderungen der KWK-Umlage haben wenig Einfluss KWK-Umlage am Strompreis nur geringer Anteil 26 Contra Unsicherheit bei der Gesamthöhe der KWK-Umlage Welche ggf. auf der Verbrauchseite dynamisiert werden kann Details der Ausgestaltung im Detail zu bewerten und ggf. anzupassen Höhe des Multiplikators und Anpassungsbedarf hoch 2,5 Höhe des Multiplikators 70 60 2,0 EUR/MWh 50 40 1,5 30 1,0 Strompreis 20 0,5 10 0 30 35 40 45 50 durchschnittlicher Börsenpreis RLM-Strombezug (EUR/MWh) Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep Nov Jan Mrz Mai Jul Sep niedrig 2011 2012 2013 0,0 2014 Höhe des Multiplikators abhängig von der Umlage, dem Börsenpreis und dem lastganggemessenen Strombezugs Vielzahl an Ausgestaltungsmöglichkeiten beim Design der Dynamisierung Anpassungs- und Monitoringbedarf 27 EEG‐Umlage Multiplikator Anreizwirkung der dynamischen EEG-Umlage 160 250% 140 Jahresmittel des Strompreises Jahresmittel des Strompreises + EEG-Umlage (EUR/MWh) (EUR/MWh) 300% 200% 150% 100% 50% kein Strombezug 120 100 80 60 40 20 0 100%, Faktor 1,7, Cap 80 EUR/MWh Fixe Umlage 0% 50% Dynamisierung Erlös pro MW Leistung und Jahr Strombezug 1 4 7 10 13 16 Stunde des Tages 19 22 Beispiel „Lastmanagement“ Möglicher Anreiz für flexible Verbraucher steigt in einer Größenordnung um den Faktor 2,5, bei einer „50%-Dynamisierung“ um den Faktor 1,7 28 Jährliche Mehrkosten für EEG‐ Umlage Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Zeit des inflexiblen Strombezugs Dynamisierung führt zu Mehrkosten bei inflexiblen Verbrauchern fallspezifisch ! Bei vereinfachten Annahme (Bandlast) liegen diese schätzungsweise in der Größenordnung < 20% Inflexibler Verbrauch in Niedrigpreiszeiten führt zu geringeren Belastungen 29 Pro/Contra der Umsetzung Pro Contra Anreiz für Lastverlagerung / Stromspeicher steigt um den Faktor 2,6 Kontinuierlicher Anpassungsbedarf bei der Parametrisierung Mehrkosten bei inflexiblen Verbraucher vertretbar (<20%) Monitoring notwendig (Fehlanreize) Bei hoher Dynamik (EEG-Umlage / Deutliche Verbesserung der Strompreise) deutliche Wirtschaftlichkeit für Unsicherheiten bzgl. des Flexibilitätsoptionen ohne Förderung Umlageerlöses Ausgestaltungsspielraum bei der Einführung (Umfang + Geschwindigkeit) 30 Weitere bereits diskutierte Argumente (mittel- bis langfristig) Pro Contra Tendenziell netzentlastende Wirkung Trifft nur die Akteure, die von der Umlage betroffen sind kein Verringerung des Exports von EE einheitlicher Hebel für alle Akteure Reduktion der Residuallastspitze und für alle Flexoptionen Sinkender Bedarf an gesicherter Leistung 31 Tagesprofil der reBAPs im Jahr 2013 80 70 60 50 40 30 20 10 -20 32 23:00 22:00 21:00 20:00 19:00 18:00 17:00 16:00 15:00 14:00 13:00 12:00 11:00 10:00 09:00 08:00 07:00 06:00 05:00 04:00 03:00 02:00 -10 01:00 0 00:00 MittlererAusgleichsenergiepreisin€/MWh Abendrampe: Letzte Viertelstunde teurer als Stundenmittel Morgenrampe: Erste Viertelstunde günstiger als Stundenmittel Preisvergleich Auktion – Stundenhandel – Viertelstunden Jahresmittelwerte der Preise 2013 80 Mittlerer Strompreis in €/MWh 70 60 50 40 30 20 Morgens: Erste Viertelstunde jeder Stunde teurer als Stundenpreis, letzte Viertelstunde günstiger als Stundenpreis 10 Nachmittags: Erste Viertelstunde jeder Stunde günstiger als Stundenpreis, letzte Viertelstunde teurer als Stundenpreis 0 Intraday-qh 33 EPEX-Auktion Intraday-h Intraday-Viertelstundenmittelwerte Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise der ÜNB Zunehmende Solareinspeisung Der ÜNB muss den EEG-Bilanzkreis ¼ - h ausgleichen Der ÜNB hat mehr PV-Strom verkauft als eingespeist wird Strom muss nachgekauft werden. Pflicht der ÜNB relevante Mengen Strom zu kaufen erhöht die Nachfrage und den Preis Gleiches gilt für die zweite halbe Stunde umgekehrt Ø Q4 Der EEGBilanzkreis der ÜNB ist zunächst überdeckt Ø Q3 Ø Q2 Ø Q1 9:00 9:15 9:30 Vom ÜNB oder DV Day-Ahead verkaufte PV-Strommenge 9:45 In den Nachmittagsstunden sorgt die abnehmende Solareinspeisung für das umgekehrte Verhalten Strom muss verkauft werden. Pflicht der ÜNB relevante Mengen Strom zu verkaufen mindert den Preis 10:00 Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise der Vertriebe Zunehmende Last in den Vormittagsstunden Die Vertriebe sollten ihren Bilanzkreis ¼ - h ausgleichen Gleiches gilt für die zweite halbe Stunde umgekehrt Ø Q4 Die Vertriebe haben mehr gekauft als benötigt wird Strom müsste eigentlich Intraday verkauft werden. Die Bilanzkreise der Vertriebe sind zunächst unterdeckt Ø Q3 Ø Q2 Vom Vertrieb Day-Ahead gekaufte Strommenge Ø Q1 9:00 9:15 9:30 9:45 Für den Bilanzkreisausgleich müsste eigentlich Strom gekauft werden, um keine Ausgleichsenergie zahlen zu müssen 10:00 Eigentlich müssten die Vertriebsposition und die ÜNB-Position (zumindest morgens) einen sich gegenseitig ausgleichenden Intraday-Preiseffekt aufzeigen Betrachtung einer Vormittagsstunde: Sichtweise von Vertrieben ohne realisiertem ¼ - h Handel Vertriebe haben den überschüssigen Strom nicht verkauft Vertriebe haben den benötigten Strom nicht gekauft Ø Q4 Vertriebe bauen long-Position auf Vertriebe bauen short-Position auf Ø Q3 Regelzonensaldo: long Ø Q2 „günstige“ negative Regelarbeit Vom Vertrieb gekaufte Strommenge Regelzonensaldo: short „teure“ positive Regelarbeit Ø Q1 9:00 reBAP Überspeisung 9:15 9:30 < 9:45 10:00 reBAP Unterspeisung These: Vertriebe handeln kaum Viertelstundenkontrakte auf dem Intraday-Markt
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