14. Symposium Energieinnovation 1 Implikationen von NTC, Zonal Pricing Nodal Pricing, PTDF und ENTSO-ELeitungsausbauverfahren Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 u www.tugraz.at 14. Symposium Energieinnovation 2 Inhalt • Motivation • Engpassmanagement im europäischen Strommarkt • Zonal Pricing • Nodal Pricing • Day-Ahead Market Coupling • ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren • Schlussfolgerung Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 3 Motivation • Engpassmanagement in Zeiten des EE-Ausbaus gewinnt an Bedeutung • Übertragungskapazitäten bestmöglich ausnutzen • Bestimmung abhängig von dem Elektrizitätssystem • Bewertung von Leitungsprojekten Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 4 Engpassmanagement Konzept von Norwegen • Langgestrecktes Elektrizitätssystem • Norwegen frühes „NTC-Konzept“ • Täglich bestimmt • Aufteilung Norwegens in Preiszonen • • • Preis im Überschussgebiet reduziert Preis im Defizitgebiet erhöht Ståtnett bestimmt Übertragungskapazität Quelle: Stigler, 1999 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 Quelle: Nordel, 1996 14. Symposium Energieinnovation 5 Engpassmanagement Day-Ahead Market Splitting Nord Pool Quelle: Nord Pool Spot, 2016 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 6 Engpassmanagement Zonal Pricing am Beispiel von Großbritannien • • • Geografisch abhängige Gebühren Tarife 2 Monate vor Verrechnung finalisiert 27 Zonen für Erzeuger, 14 für Verbraucher • Tarif für Erzeuger: • • • 27.677503 £/kW geografisch abhängige Komponente Residual Komponente 9.870043 £/kW Tarif für Verbraucher: • • • Halbstündlich gemessener Verbrauch Drei Triad Perioden Zonenabhängiger Anteil -0.834128 £/kW Quelle: National Grid, 2014 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation Engpassmanagement Nodal Pricing • • • Im PJM-Markt angewendet Preis je Knoten auf tagesbasis Ortsbezogene Anreize zur Investition in Kraftwerkskapazitäten sowie Übertragungsleitungen 2117 2092 1846 1603 Mio. $ 7 1424 998 750 65 132 271 719 453 464 529 677 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Quelle: Monitoring Analytics, 2014 • 2000-2013 Kosten Engpassmanagement zw. 1,8%-9,6% des Gesamtumsatzes Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 8 Engpassmanagement Day-Ahead ATC-Market Coupling • Ohne ATC Einschränkung • Mit ATC Einschränkung Quelle: Belpex, apX Group & Powernext, 2006 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 9 Engpassmanagement Day-Ahead Market Coupling in Europa 2006: Trilateral Market Coupling 2010: Market Coupling Central Western Europe (CWE) 2010: Market Coupling von Spanien und Portugal 2014: Anschluss von Spanien und Portugal 2014: 4M Market Coupling 2015: Market Coupling Italien Borders 2014: Market Coupling North Western Europe (NWE) Vision des europäischen Strombinnenmarkts Quelle: swissgrid, 2016 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 10 Engpassmanagement Flussbasiertes Market Coupling Quelle: ACER, 2015 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 11 Engpassmanagement Flussbasiertes Market Coupling Quelle: ACER, 2015 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 12 ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren • Guidelines for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects • Bewertung von PCI sowie Projekten des TYNDP • • • • • Ø Technische Aspekte Kosten Ökologische und soziale Auswirkungen Versorgungssicherheit Nachhaltigkeit Soziale bzw. ökonomische Wohlfahrt Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 13 ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren soziale bzw. ökonomische Wohlfahrt Erhöhung der GTC hat Einfluss auf die Wohlfahrt Zwei Methoden um Wohlfahrt zu berechnen: • Generation approach • • Surplus approach • • • • Vergleicht Erzeugungskosten Vergleicht Produzenten-, Konsumenten-, Engpassrente Für mittel- und langfristig Quelle: ENTSO-E, 2015 Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 14 Schlussfolgerung (1) • NTC Konzept in langgestreckten Elektrizitätssystemen sinnvoll, jedoch Ringflüsse in vermaschten Systemen • • Für vermaschte Systeme flussbasierter Ansatz evtl. nodal Pricing, jedoch Auswirkungen auf Investitionen in Leitungen fraglich. Wohlfahrt in vermaschten Systemen nicht exakt berechenbar Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 15 Schlussfolgerung (2) • Bau neuer Leitungen essenziell zur Behebung von Engpässen • Elektrizitätswirtschaft bezüglich Leitungen hohe Langlebigkeit • Wie soll die Wohlfahrt langfristig für Leitungsprojekte berechnet werden? Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016 14. Symposium Energieinnovation 16 Danke für Ihre Aufmerksamkeit! Dipl.-Ing. Martin Strohmaier Technische Universität Graz Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation Inffeldgasse 18 8010 Graz Tel.: +43 316 873 7904 Fax: +43 316 873 107910 Email: [email protected] Web: www.IEE.TUGraz.at Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz 11.02.2016
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