DLR.de • Folie 1
> Strommarktdesign und die Auswirkungen auf Stromspeicher > Dr. Marc Deissenroth • ESS 2014 > 12.03.2014
Strommarktdesign und die Auswirkungen auf Stromspeicher EnergieSpeicherSymposium Stuttgart 2014 Dr. Marc Deissenroth DLR - Institut für Technische Thermodynamik Systemanalyse und Technikbewertung
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Hauptakteure der Energiewirtschaft (skizziert)
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Aufgabe eines Marktdesigns Gestaltung eines Marktes zur Wahrung der Umweltfreundlichkeit Versorgungssicherheit
→ Reduktion der Treibhausgasemissionen und des Energieverbrauchs → dargebotsunabhängige Leistung
Wirtschaftlichkeit
→ Refinanzierung, Wettbewerbsfähigkeit
Partizipation/Transparenz
→ z.B. dezentrale Speicher*
Berücksichtigung aller Akteure entlang der Wertschöpfungskette.
*Dr.
Uwe Pfenning (DLR) – Zur Soziotechnik von Energiespeichern – Sinn- und Akzeptanzfragen
DLR.de • Folie 4
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Notwendigkeit eines neuen Marktdesigns Umweltfreundlichkeit
Anteil EE bei ca. 25% der Stromerzeugung (brutto) und weiterer Ausbau
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Notwendigkeit eines neuen Marktdesigns Umweltfreundlichkeit
Anteil EE bei ca. 25% der Stromerzeugung (brutto) und weiterer Ausbau
Versorgungssicherheit
Investitionszyklus des Kraftwerksbaus und Ausstieg aus der Kernkraft
Volatilität der Einspeisung nimmt zu
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Residuallast in 2020 und 2050 in Deutschland 2050
70000
70000
60000
60000
50000
50000
40000
40000
30000
30000
20000
20000
10000
10000
0 -10000 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
h
GW MW
GW MW
2020
0 -10000 0
-20000
-20000
-30000
-30000
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-40000
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-50000
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1000
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5000
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8000
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7000
8000
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Restlast (PV, Wind, Wasser, Geo)
70000
70000
60000
60000
50000
50000
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40000
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30000
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20000
10000
10000
0 1000
2000
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8000
h
MW GW
GW MW
4000
-70000
Restlast (PV, Wind, Wasser, Geo)
-10000 0
3000
0 -10000 0
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2000
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4000
5000
6000
-70000
Restlast (PV, Wind, Wasser, Geo)
Restlast (PV, Wind, Wasser, Geo)
(Quelle: DLR, Y. Scholz)
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Notwendigkeit eines neuen Marktdesigns Umweltfreundlichkeit
Anteil EE bei ca. 25% der Stromerzeugung (brutto) und weiterer Ausbau
Versorgungssicherheit
Investitionszyklus des Kraftwerksbaus und Ausstieg aus der Kernkraft
Volatilität der Einspeisung nimmt zu Wirtschaftlichkeit
Geringere Preisspreads zwischen Stark- und Schwachlastzeiten
DLR.de • Folie 8
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24 Feb. 2005, EPEXSpot 24 Feb. 2014, EPEXSpot
60 40 20 0
Euro/MWh
80
100
Preisdifferenz der Strompreise 2005 und 2014 und installierte Leistung PV
5
10
15 time [h]
Installierte Leistung PV [MWel] 2005: 2056 2012:20 32643 (AGEE-Stat, Stand Dez. 2013)
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Notwendigkeit eines neuen Marktdesigns Umweltfreundlichkeit
Anteil EE bei ca. 25% der Stromerzeugung (brutto) und weiterer Ausbau
Versorgungssicherheit
Investitionszyklus des Kraftwerksbaus und Ausstieg aus der Kernkraft Volatilität der Einspeisung nimmt zu
Wirtschaftlichkeit
Geringere Preisspreads zwischen Stark- und Schwachlastzeiten Volllaststunden konventioneller (Gas-)Kraftwerke kritisch
Ist die derzeitige EE-Förderung das Instrument der Zukunft? •
Neue Einnahmequellen für Speicherbetreiber notwendig
•
Anspruch an Flexibilität des Gesamtsystems und der Speicheranlagen nimmt zu (zeitlich, räumlich, quantitativ)
DLR.de • Folie 10
> Strommarktdesign und die Auswirkungen auf Stromspeicher > Dr. Marc Deissenroth • ESS 2014 > 12.03.2014
Chancen für Speicherbetreiber Einsatzmöglichkeiten
Zentrale Speicher
Dezentrale Speicher
Regelenergie
PSW, CAES
elektrochemische Speicher
Systemdienstleistungen
PSW, CAES
elektrochemische Speicher
Schwarzstart
PSW, CAES
Flexibilisierung von KWK
Wärmespeicher
Lastmanagement
elektrochemische Speicher, Wärmespeicher
Puffer, Netzeinspeisemanagement
CAES, H2
Saisonaler Ausgleich
H2
Transportsektor
H2
Wärmespeicher
elektrochemische Speicher
Option: Clustern zu virtuellen Kraftwerken
DLR.de • Folie 11
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Aktuelle Rahmenbedingungen • § 118 EnWG: • 20 Jahre Netzentgeltbefreiung für neue Anlagen (bei P2G ist nur eine Methanisierung notwendig): Strom muss aus Netz einer allgemeinen Versorgung entnommen werden • 10 Jahre Netzentgeltbefreiung für verbesserte Anlagen (Pumpspeicher) • §37 EEG: Strom für Zwischenspeicher ist von der EEG-Umlage befreit (Voraussetzung: Wiedereinspeisung in das Stromnetz oder Eigenverbrauch) • Vorrangiger Anschluss (§ 5 EEG), Vorrang entfällt sobald nicht 100% EE-Strom verwendet wird • Stromsteuer Ausnahmen für Strom der zur Stromerzeugung verwendet wird (z.B. für Pumparbeit bie PSW) • Regelenergie: Bedarf an Reduktion der Marktzutrittsbarrieren (Verringerung der Losgrößen, kürzere Ausschreibungszeiten)
DLR.de • Folie 12
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Kapazitätsmarkt • Ziel: Verfügbarkeit ausreichend gesicherter Leistung • Weg: Zusätzlicher Markt, Einnahmen für gesicherte Leistung Kapazitätsmarkt
EOM
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Zentrale Kapazitätsmarkte – auktionierte Leistung Umfassender Kapazitätsmarkt • Erlaubte Bieter: • Alle Erzeuger sicherer Leistung • Große Nachfrager • Verhinderung von Preisspitzen z.B. über Ausübungspreis
Selektiver Kapazitätsmarkt
Fokussierter Kapazitätsmarkt
• Erlaubte Bieter: • Neubauten • Räumliche Steuerung des Ausbaus
• Erlaubte Bieter: • stilllegungsbedrohte Kraftwerke • Nachfrager • Hochflexible und CO2arme Neubauten
Pfadabhängigkeit Aufbau des Marktes komplex
Rutschbahn-Effekt
Flexibilität nicht explizit gefordert
Geringere ausgeschriebene Leistung u. geringeres finanzielles Risiko
Windfall profits
Flexible Kraftwerke Transparenter Markt
Geringe Transaktionskosten
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Zentrale Kapazitätsmarkte - Marktrisiken
Kapazitätsmarkt
Vergütungsrisiko • Zuschlag für Gebot bekommen? • Gibt es technologiespezifische Auktionen? • Wie sind Präqualifikationsanforderungen? Strompreisrisiko
EOM
• Preise können fallen, da Anbieter über Kapazitätsmarkt zusätzliche Einnahmen generieren • „Rutschbahn-Effekt“, v.a. bei fokussierten/ selektiven Märkten • Spitzenpreise können/sollen weniger häufig auftreten
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Dezentraler Leistungsmarkt
Kapazitätsmarkt
EOM
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Dezentraler Leistungsmarkt Umfassender Kapazitätsmarkt mit dezentraler Nachfrage • • • • •
Z.B. Lieferanten verantwortlich für Erbringung der sicheren Leistung Lieferanten erstehen Leistungszertifikate von Kraftwerken Evtl. Börsenhandel für die Leistungszertifikate Kunden zahlen für Leistungsvorhaltung Finanzieller Anreiz zur Flexibilität, wenn Kosten für Leistungsvorhaltung > Opportunitätskosten Hohe Transaktionskosten
Bedarf ergibt sich aus dem Markt heraus
Hoher Kontrollaufwand für Regulierer
Flexible Kraftwerke/Speicher
Windfall profits
Lastseitige Flexibilität (z. B. Demand Side Management, virtuelle Verbraucher)
Privatisierung des Gutes Versorgungssicherheit
Privatisierung des Gutes Versorgungssicherheit
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Dezentraler Leistungsmarkt – Marktrisiken Dezentraler Leistungsmarkt
Vergütungsrisiko • Preise der Zertifikate ausreichend zur Deckung der Differenzkosten zum EOM?
Strompreisrisiko
EOM
• Preise können fallen, da Anbieter über Leistungsmarkt zusätzliche Einnahmen generieren • Spitzenpreise können/sollen weniger häufig auftreten • Evtl. Nachteil für Speicher: weniger negative Preise
DLR.de • Folie 18
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EE-Anteile im Lieferantenportfolio
EE Erzeugung
EOM
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EE-Anteile im Lieferantenportfolio EOM als Residuallastmarkt
• Lieferanten bekommen entsprechende EE-Quote in Ihre Erzeugungsportfolio (fluktuierende EE) • Lieferant für Deckung der Residuallast verantwortlich (bilateral, EOM) • Lieferanten fragen flexible, gesicherte Leistung nach • EOM würde zu einem Residuallastmarkt • Kurzfristiger Handel (evtl. bis zu viertelstündlichen Handelsprodukten) Hohe Transaktionskosten
Bedarf ergibt sich aus dem Markt heraus
Hoher Kontrollaufwand für Regulierer
Flexible Kraftwerke/Speicher Lastseitige Flexibilität (z. B. Demand Side Management, virtuelle Verbraucher) Transparenz bei EEG Kosten
(Dissertation Matthias Reeg, DLR, Abteilung Systemanalyse und Technikbewertung,
[email protected])
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EE-Anteile im Lieferantenportfolio
Vergütungsrisiko
Vergütungsrisiko hier nicht vorhanden.
Strompreisrisiko
EOM
• Preise am Residuallastmarkt ausreichend (Termin-, Spotmarkt)? • Bilaterale Verträge wirtschaftlich attraktiv?
DLR.de • Folie 21
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Agentenmodell AMIRIS – Agentenbasiertes Modell zur Integration Regenerativer in den Strommarkt Realität: Akteure Typen • EE-Anlagenbetreiber • Speicherbetreiber • Netzbetreiber • …
Modell: Agenten Typen • …
Implementierung
Eigenschaften • Unvollständige Informationen • Zielvorstellungen • Strategien • …
Eigenschaften • …
Handlungen • Kommunikation • Strategieanpassung • …
Handlungen • …
DLR.de • Folie 22
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AMIRIS Modellstruktur • Einfluss von politischen Rahmenbedingungen und Marktdesign auf Verhalten und Wirtschaftlichkeit der Akteure
Vielen Dank! Kontakt: Dr. Marc Deissenroth Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Institut für Technische Thermodynamik | Systemanalyse und Technikbewertung Wankelstraße 5 | 70563 Stuttgart Telefon 0711 6862-8139 | Telefax 0711 6862-8100 |
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