Dr-Michael-Ritzau BET-Energieforum2012 - BET Aachen

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Dr-Michael-Ritzau BET-Energieforum2012 - BET Aachen

Dr.-Ing. Michael Ritzau

Erzeugungsmix und Marktdesign

BET Energieforum 15.03.2012


Kurzvorstellung

Dr.-Ing Michael Ritzau

� Jahrgang 1956

� Studium Elektrotechnik an der RWTH Aachen

� 1989 Promotion am Institut für Elektrische Anlagen und

Energiewirtschaft der RWTH Aachen: Technisch-wirtschaftliches

Substitutionspotenzial erneuerbarer Energien

� 1988 Gründung der BET - Büro für Energiewirtschaft und

technische Planung GmbH in Aachen zusammen mit seinem

Partner Dr.-Ing. Wolfgang Zander

� Thematische Schwerpunkte :

� Erzeugungsmarkt

� Projektentwicklung Kraftwerksprojekte (konv./ erneuerbare)

� Transportnetze Strom, Kraftwerksnetzanschluss

� Strategieberatung, Politikberatung

� Beratung von Entscheidungsträgern

� Mitglied in der Forschungsgemeinschaft Energie an der RWTH

(FGE), IAEE, Mitarbeit in verschiedenen Gremien

BET Energieforum, 15.03.2012

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Fragestellungen

� Erzeugungsmix der Zukunft: Wann brauchen wir neue thermische

Kraftwerke?

� Wirtschaftlichkeit von thermischen Kraftwerken: Gibt es eine

Deckungsbeitragslücke?

� Wie können Anreize zur Investition in thermische Kraftwerke gesetzt

werden?

� Beispiel Kapazitätsmarkt: Grundsätzliche Ausprägung und Wirkung

� Welcher Handlungsbedarf besteht? Welche Entscheidungen sind zu

treffen?

� Fazit

BET Energieforum, 15.03.2012

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Modellregion

-zentral Europa-

Modellregionen:

Abbildung von

Kraftwerkspark und

Erzeugung in der

jeweiligen Region sowie

des Austauschs zwischen

den Regionen

Interconnectoren:

Schnittstellen zwischen

Modellendogenen und

–exogenen Parametern

Satellitenregionen:

an die Modellregionen

angrenzende Länder mit

denen Austausch über

Interconnectoren

stattfinden kann

AC-Interconnector

DC-Interconnector

BET Energieforum, 15.03.2012

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Funktionsweise Strommarktmodell

- Vereinfachte Modellstruktur -

Politische

Rahmenbedingungen

Ausbau Erneuerbarer

Energien

Ausbau KWK

Stromaustausch mit

Satellitenregionen

Brennstoffpreise und Preis

für CO 2-Zertifikate

Kraftwerkspark

Bestehender

Kraftwerkspark

Kraftwerkszubau und

Stilllegungen

Kuppelleitungskapazitäten

zwischen Modellregionen

Residuale Last

Optimierungsmodell für

den Strommarkt

Minimierung sämtlicher

Kosten der Stromerzeugung

(variable

Kosten, jährliche Fixkosten

und Investitionskosten)

Modell-Inputs

pro Land

Stromnachfrage

Gesamtangebot

Modell-Outputs

pro Land

Zubau und Stilllegungen von

Kraftwerken

Installierte Kapazitäten des

Kraftwerksparks

Stromerzeugung des

Kraftwerksparks

kurzfristige (System-)

Grenzkosten

(Strompreise in den

Modellregionen)

Stromaustausch zwischen

Modellregionen

Brennstoffverbrauch und

CO 2-Emissionen des

Kraftwerksparks

BET Energieforum, 15.03.2012

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Annahmen

� Betrachtungszeitraum bis 2030

� Kernenergieausstieg nach aktuellem Beschluss

� Konstante Last

� Entwicklung der Rohstoffpreise gemäß:

� Terminpreise

� World Energy Outlook

� In Bau befindliche Kraftwerke werden

realisiert

� Starker Ausbau Erneuerbarer

Energien

� KWK: Zuwachs + 50 %

statt Verdopplung

Umbau des deutschen Erzeugungsparks zu mehr EE

BET Energieforum, 15.03.2012

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Installierte Kapazitäten und Erzeugung

- Deutschland -

Installierte Kapazitäten Stromerzeugung

Zusätzlicher Bedarf an flexibler Kraftwerkskapazität ab Ende

dieser Dekade wird benötigt !

BET Energieforum, 15.03.2012

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Szenariobeispiel –

Gesamtkostenoptimierter Zubau und Stilllegungen von Kraftwerken

Zubau und Stilllegung � Kein weiterer Zubau in den nächsten

Jahren über die im Bau befindlichen

Kraftwerke hinaus vorbehaltlich:

� Bauverzögerung wg. T24-Stahl

� Netzrestriktionen

� erhöhte Flexibilitätsanforderung

� ab 2018 entsteht Bedarf an

Flexibilitätsreserve (hier

Gasturbinen, z. T. auch über

Speicher, DSM realisierbar)

� erst danach Bedarf an Anlagen, die

signifikant zur Erzeugung beitragen

(GuD-Kraftwerke)

Zusätzlicher Bedarf an flexiblen Gaskraftwerken und/oder Speichern

BET Energieforum, 15.03.2012

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Austausch mit Modellländern und Satellitenregionen

- Deutschland -

Importe

Exporte

BET Energieforum, 15.03.2012

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Das Ende der Grundlast: Beispiel residuale Last 2030

Rampen > 6.000 MW/h

� deutlicher Rückgang der

residualen Last

und des Bedarfs an

Grundlastkraftwerken

� starker Anstieg der Volatilität

� Nachhaltiger Speicherbedarf –

oder entschädigungslose

Abregelung EE !

deutlich höhere

Flexibilitätsanforderungen!

BET Energieforum, 15.03.2012

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Einspeisung aus PV-Anlagen (Beispiel aus 2011)

Einspeisung [MW]

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

Mo Di Mi Do Fr Sa So

11.07.2011

0:00

12.07.2011

0:00

13.07.2011

0:00

14.07.2011

0:00

15.07.2011

0:00

16.07.2011

0:00

PV-Einspeisung Gradient PV

17.07.2011

0:00

� Starke Schwankungen zwischen einzelnen Tagen (bis zu 10 GW)

� Ausgeprägte Gradienten am Morgen / Abend

� Stark preisdämpfend auf den Peak - Preis

* *

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

-2.000

-3.000

-4.000

stündlicher Gradient [MW]

* Quelle: EEX-Transparenzplattform

BET Energieforum, 15.03.2012

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Einspeisung aus PV-Anlagen (Beispiel aus 2012): zusätzliche 7,5 GW PVpeak

Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di

BET Energieforum, 15.03.2012

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Einspeisung aus Windkraftanlagen (Beispiel aus 2011)

Einspeisung, Last [MW]

80.000

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

11.04.2011

00:00

� Starke Schwankungen mit länger anhaltenden Flauten

� Punktuell hohe Gradienten

Mo Di Mi Do Fr Sa So

12.04.2011

00:00

13.04.2011

00:00

Pumpspeicher Deutschland:

Leistung: 6 GW

Volumen: 40 GWh

14.04.2011

00:00

15.04.2011

00:00

16.04.2011

00:00

1) 2)

1)

Wind-Einspeisung Verbrauch Gradient Wind

17.04.2011

00:00

2400

1600

800

0

-800

-1600

-2400

BET Energieforum, 15.03.2012

stündlicher Gradient [MW]

1) Quelle: EEX-Transparenzplattform

2) data provided by ENTSO-E

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Einspeisung aus PV und Wind und Gesamt Erzeugung in Deutschland

(Bsp.2012)

Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di

BET Energieforum, 15.03.2012

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Clean Spark Spread & kurzfristiger Deckungsbeitrag Gas-GuD

- Deutschland -

Bandbreite Vollkosten

Definition Clean Spark Spread

Strompreis (peak) abzüglich variable Kosten einer

modernen Gas-GuD-Anlage

� Netto-Wirkungsgrad 60%

� Sonstige variable Kosten 1 € je MWh(elektrisch)

� Transport- und Strukturierungskosten Gas

1,9 € je MWh(thermisch)

Definition kurzfristiger Deckungsbeitrag

Strompreis (bei Einsatz) abzüglich variable Kosten einer

modernen Gas-GuD-Anlage

� Netto-Wirkungsgrad 60%

� Sonstige variable Kosten

� Transport- und Strukturierungskosten Gas

� Vereinfachte Kraftwerkseinsatzoptimierung des Kraftwerks

(Einsatz, wenn stündlicher Strompreis größer variable

Erzeugungskosten der Gas-GuD-Anlage bei

Nennleistung)*

* Vernachlässigung von Anfahrvorgängen und Teillastverhalten des Kraftwerks

Keine Vollkostendeckung am Spotmarkt absehbar

BET Energieforum, 15.03.2012

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Merit-order Effekt der Erhöhung des EE-Anteils

zusätzliche

EE-Leistung

Kernenergie Braunkohle Steinkohle GuD GT

Verschiebung der Merit Order nach rechts

bei zusätzlichen EE-Kapazitäten bei

unveränderten thermischen Kapazitäten

geringere Auslastung der thermischen

Kraftwerke

mehr EE weniger EE

Preiseffekt

Vermarktung der gesamten

EEG-Einspeisung durch

Transportnetzbetreiber an

den Spotmärkten

Preis-senkender Effekt (Großhandelsmarkt)

bei funktionierendem Wettbewerb

Verschlechterung der Wirtschaftlichkeit von

thermischen Kraftwerken

BET Energieforum, 15.03.2012

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Clean Spark Spread in 2011, tägliche Notierung an den Spotmärkten

BET Energieforum, 15.03.2012

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Notwendige „Preissignale“ für eine Vollkostendeckung eines GuD - Kraftwerkes

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Notwendige 'Knappheits-Preise' für ein GuD

Stündliche Spotpreise mit 1.000 €/MWh

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Erhebliche Windfall-Profits für (abgeschriebene) Bestandsanlagen !

BET Energieforum, 15.03.2012

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Spotpreise in Deutschland und Frankreich in ausgewählten Stunden

BET Energieforum, 15.03.2012

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Stromaustausch zwischen Deutschland und Frankreich (Februar 2012)

Mi Do Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So Mo Di

BET Energieforum , 15.03.2012

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Zwischenfazit:

� Das Strommarktmodell zeigt zusätzlichen Bedarf an flexiblen Kapazitäten

� Im Basisszenario bietet der Spotmarkt allein keinen ausreichenden Anreiz zum Bau

dieser Kapazitäten.

� In einem Szenario mit sinkender Last (wie „Energiekonzept“) ist der Befund noch

deutlicher!

� ���� Kapazitäten werden benötigt, aber nicht angereizt!

� ���� Bedarf besteht ab ca. 2018 (Jahr der Inbetriebnahme!)

� Die Ergebnisse werden durch die aktuellen Marktpreisentwicklungen bestätigt

� In extremen Knappheitssituationen werden hohe Preis-peaks erzeugt

� Häufigkeit und Dauer sind für Investoren extrem unsicher

BET Energieforum, 15.03.2012

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Handlungsoptionen

Nichts tun und auf

bestehende

Marktmechanismen

vertrauen

• Preissignale bei

drohender Knappheit

• Ausreichende

Rekationszeit?

• Beibehaltung

Versorgungsqualität

gewährleistet?

Investitionsanreize für

Kraftwerke

Gezielte Förderung von

Projekten/

Kraftwerkstypen über

Investitionszuschüsse

Ermittlung diskriminierungsfreier

Auswahlkriterien zu:

• Kraftwerkstypen

• Marktteilnehmer

• Standorten

• Mitnahmeeffekte

Einführung eines

Kapazitätsmarktes

• Festlegung eines

geeigneten

Marktdesigns

• Systemkoordinator

• Monitoring der

Marktentwicklung

BET Energieforum, 15.03.2012

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Kapazitätsmarktdesign

- Abgrenzung -

� Selektiver Kapazitätsmechanismus mit 2 Marktstufen

� Keine windfall profits -> geringeres finanzielles Risiko

� Integration demand-side-management / Retrofit

� Keine Marktmacht

t-5

- Feststellung von

Kapazitätsbedarf

- Auktion

- Zuschlag

t-5 -> t

- Bauphase des

Investitionsprojektes

- Realisierung des

bereits begonnenen

Projektes

t-1

2. Marktstufe:

Korrektur durch

- DSM

- Retrofit

t

- Kraftwerk muss in

Betrieb sein

- Kontrolle durch

Koordinator

Staffelung bietet Möglichkeit zur Korrektur

BET Energieforum, 15.03.2012

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Kapazitätsmarktdesign

- Marktteilnehmer -

� Anbieter

� Investoren in Erzeugungskapazität

� Bereits vorhandene Marktteilnehmer

� Markteintritt von neuen Playern

� Industriebetriebe (DSM)

� Anlagenbetreiber (Retrofit)

� Nachfrager

� ISO (independent system operator)

� Gesamtüberblick

� Auch Zuständigkeit für Systemdienstleistung

� Neue Instanz

� Akzeptanz

� Zuarbeit von ÜNB notwendig

Ausreichend Wettbewerb muss gewährleistet sein

BET Energieforum, 15.03.2012

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Einordnung in die Tagesaktuelle Diskussion

� Neue Kapazitäten werden u. A. als Reserve benötigt!

Der Spotmarkt / die Prognose sendet derzeit die nötigen Signale nicht.

Andere Marktstufen sind Investoren oftmals zu unsicher.

� Lösung 1: Vertrauen auf das Funktionieren des Marktes

� These: Der Markt wird ohne Eingriffe Knappheitssignale senden!

� � Preisspitzen (Höhe und Anzahl? Deckel 3.000 €? Vorhersehbarkeit?)

� � Ggf. Rationierung durch Abschaltung von Teilnetzen?

� � Ggf. regionale Probleme sofern nicht gegengesteuert wird (Zerfall der Preiszone)

Kernfragen: Wollen wir diese notwendigen Effekte in Kauf nehmen?

Geben sie dem Investor ausreichend Sicherheit?

� Lösung 2: Ein gut gestalteter Kapazitätsmarkt

� Ein Kapazitätsmarkt ist vergleichbar einer Versicherung gegen Extrempreise.

� Ausgestaltungsdetails sind zu diskutieren, Forschungsbedarf besteht!

� � Eingriff in einen bestehenden Markt: Rechtfertigung?

� � Höhere Sicherheit, ggf. Ineffizienzen / höhere Kosten

Kernfragen: Wollen wir die „Versicherungsprämie“ zahlen und in den Markt eingreifen,

um Investitionssicherheit und Versorgungssicherheit zu steigern?

BET Energieforum, 15.03.2012

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Fazit

� Es besteht eine Diskrepanz zwischen Kapazitätsbedarf und mangelndem Anreiz

� Kapazitätsmarkt kann die gezeigten Probleme lösen

� Forschungsbedarf besteht

� zur Ausgestaltung der Marktdesign – Details

� zur Einbettung in ein Gesamtmarktdesign der Zukunft

(Der vorliegende Vorschlag stellt einen möglichst geringen Eingriff dar!)

� Es besteht ferner ein Dilemma zwischen

� Forschungsbedarf, der Zeit benötigt und

� kurzfristigem Handlungsbedarf!

� ���� Ein baldiger, pragmatischer Schritt mit möglichst geringen Eingriffen in

bestehende Märkte und möglichst großen Handlungsoptionen im Bedarfsfall ist

notwendig.

Der skizzierte Kapazitätsmarkt für Neuanlagen ist ein erster solcher Schritt.

� Der massive Ausbau von Gaskraftwerken hat auch erhebliche Auswirkungen auf

die Transportnetze Gas. Hier besteht ein weiteres Handlungsfeld!

BET Energieforum, 15.03.2012

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Büro für Energiewirtschaft und

technische Planung GmbH

BET GmbH

Aachen

Alfonsstraße 44

52070 Aachen

Telefon +49 241 47062-0

Telefax +49 241 47062-600

info@bet-aachen.de

www.bet-aachen.de

Büro Leipzig

Karl-Liebknecht-Straße 64

04275 Leipzig

Telefon +49 341 30501-0

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59063 Hamm

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Telefax +49 2381 4500-57

info@bet-hamm.de

www.bet-hamm.de

BET Schweiz AG

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Aegeristrasse 16

6300 Zug

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Telefax +41 41 544 4603

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www.bet-schweiz.ch

BET Energieforum, 15.03.2012

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Clean Dark Spread, tägliche Notierungen an den Spotmärkten

BET Energieforum, 15.03.2012

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Beispiel eines Termin – Kapazitätsmarktes in den USA

mit dem Ziel der Spitzenlastabsicherung

BET Energieforum, 15.03.2012

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Beispiel PJM: Kapazitätsprämie pro Tag für verfügbare Kapazität (Quelle: RAP)

BET Energieforum, 15.03.2012

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Das Transportnetzproblem

3000

3000

0

2012 2020 2028

0

2012 2020 2028

3000

0

-3000

2012 2020 2028

0

3000

-3000

2012 2020 2028

0

2012 2020 2028

0

0

3000

0

2012 2020 2028

0

0

2012 2020 2028

0

-3000

2012 2020 2028

-3000

2012 2020 2028

-3000

2012 2020 2028

0

-3000

2012 2020 2028

-3000

2012 2020 2028

3000

0

2012 2020 2028

Annahme zum Netz:

• Zustand 2011

+ Krümmel-Görries

• KEIN weiterer Ausbau

Ergebnis:

• heutiges Netz

unzureichend!

• Engpässe > 3.000 h/a

• Windstrom-Problem

(Nord – Süd)

• Grundlast-Problem

(Ost-West)

���� Netzausbaubedarf!

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Kapazitätsmarktdesign

- Differenzierung -

� Technische Spezifikation

� Die ‚richtige‘ Kapazität ist vorhanden

� Geografische Aufteilung des Kapazitätsmarktes

(NICHT des Spot- / Terminmarktes!)

� Allokationswirkung

� Unterstützt Beibehaltung

einer Spotmarktzone

Bild:

Engpässe nach

BET-Regiomodell

Spezielle Ausgestaltung möglich, wenn nötig

BET Energieforum, 15.03.2012

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