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Reinhard HAAS
Wien, 13. Februar 2019
„Demokratisierung und Wettbewerb im
Elektrizitätssystem “
Energy Economics Group, TU Wien
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INHALT:
1. Einleitung: Motivation
6. Subventionen für EET: Wie lange noch?
2. Einfluß erneuerbarer auf die Strompreise
4. Die Bedeutung von Flexibilitätsoptionen
3. Die Probleme von Kapazitätszahlungen
7. Schlußfolgerungen
5. CO2- und Strompreis
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3
0
200
400
600
800
1000
1200
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
TW
h
Kohle Ölprodukte Gas Atomenergie Erneuerbare
1. Einleitung:
Stromerzeugung EU-28
Werte für 2017 und 2018 vorläufig
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4
* Wettbewerb & Demokratie
* Klimawandel Paris Vereinbarungen
Motivation
* Es wird nicht möglich sein, variable EET
mit Gewalt in den Markt hineinzupressen
nie und nimmer …
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Kurzfristige
Grenzkosten
Langfristige
Grenzkosten
Durchschnitts-
kosten
Pre
is, K
oste
n
(EU
R/M
Wh
)
Zeit
Knappheitspreise
Nach der Liberalisierung:
altes Denken Vor der Liberalisierung
Preisbildung über die Zeit :Drei Perioden des Marktdesigns
Nach der Liberalisierung:
Neues Denken
Überschusspreise
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Zentrales Ziel:
… die Randbedingungen für ein nachhaltiges,
demokratischeres Stromsystem zu
identifizieren
Sehr wichtig:
Unsere Überlegungen sind prinzipiell auf jedes
Stromsystem weltweit anwendbar …
…. aus energiewirtschaftlicher Sicht
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Erwartung
Preis = Kurzfristige Grenzkosten
aufgrund hoher abgeschriebener
Überkapazitäten zu Beginn der
Liberalisierung
(Short-term marginal costs =
Brennstoffkosten )
Spotmarktpreise
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2. WIE DIE VARIABLEN ERNEUERBAREN DAS STROMSYSTEM UND DIE STROMPREISE BEEINFLUSSEN
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9
Ko
ste
n, P
reis
(E
UR
/MW
h)
MWh
Preis = „System-Grenzkosten“
Laufwasser,
Wind
Erdgas
(neu)
Kohle
(alt)
Atomkraft
pt1
Nachfrage
Kosten-
kurve
ohne PV
SCHÖNER SOMMERTAG:
PREIS = KURZFRISTIGE GRENZKOSTEN
Kosten-
kurve
mit PV
pt2
PV
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Erzeugung aus variablen EET und
Last 2030 – SommerwocheProduktion aus EE
kleiner als Bedarf
Speicher und konv.
Kraftwerke notwendig! Last
Produktion aus EE
größer als Bedarf
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Schlüsselbegriff der Zukunft:
Residuallast
Überschussstrom
Unterdeckung
Residuallast = Last – non-flexible generation
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Abweichung von STMC-pricing
in Spotmärkenpt1
pt2
Neu
e P
reis
sp
read
s
Diese Price spreads bieten Anreize für neue flexible Lösungen!!!!
Negative Preise
Knappheitspreise
Geringe Durchschnittspreise (5 cents/kWh)
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Anmerkung: „Kalte Dunkelflaute“ 2017
Höchstpreis: ca. 85 EUR/MWh
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Geordnete Residuallast über ein Jahr
Unterdeckung
Überschuss
2016
2030
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Unterdeckung
Überschuss-
produktion
Wie decken bei „Kalter Dunkelflaute“ neue Spitzenlast ?
Geordnete Residuallast über ein Jahr
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Mit einem regulierten Kapazitäts-“Markt“ mit
STMC pricing?
oder
Durch Wettbewerb zwischen angebotsseitigen
und demand-side Technologien und Verhalten
(inkl. Speicher, Netz und anderen
Flexibilitätsoptionen) mit korrektem
Knappheitspreissignalen?
Zwei extreme Positionen:
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3. DIE ZENTRALEN PROBLEME MIT KAPAZITÄTSZAHLUNGEN
Alle regulierten Kapazitätszahlungen führen zu
Verzerrungen bei den Preissignalen im
Großhandel und beeinträchtigen die
Attraktivität aller anderen Optionen
Preisspitzen zu Zeiten von knappen Kapazitäten
Märkte beleben effektiver Wettbewerb
Je höher die Überkapazitäten, desto geringer
der Anteil der EET und der Flexibilität
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Unter einem Preismodell, das Überschuss- und Knappheitspreise zeigt, wäre es für eine ausreichend
große Zahl an flexiblen Kraftwerksbetreiber profitabel im Markt zu bleiben!
REVIDIERTER ENERGY-ONLY MARKT
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20
Sehr hohe
Preise
(2000
EUR/MWh?)
Lastreduktion durch
Nachfragereaktion auf Preise
Ausbau des Über-
tragungsnetzes
Lastverschiebung durch
Demand-side management
technisch (z.B.
Rundsteuerung)
Stunden/Jahr
4. Flexible Deckung der Residuallast
Flexible Kraftwerke
No
twen
dig
e K
apaz
ität
o
hn
e ge
sich
erte
K
apaz
ität
szah
lun
gen
Speicher
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Vergleich maximale Kapazität
Sicherheitsmarge
Ohne regulierte
Kapazitätszahlungen Mit regulierten
Kapazitätszahlungen
Stunden/Jahr Stunden/Jahr
Flexible Kraftwerke Flexible Kraftwerke
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Jede Spitze speichern?
Unterdeckung
Überschuß
Hoher Überschuss nur
an wenigen Stunden
z.B. 20% weniger Leistung
1% weniger Strom!
Hours/year
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PRINZIP DES SELBST- KANNIBALISMUS IN DER
ENERGIEWIRTSCHAFT:
Jede zusätzliche
Speichereinheit macht diese
und jede bestehende weniger
wirtschaftlich!
Und wie wirtschaftlich sind diese Speicher?
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Pumpspeicher
H2
Batterie
Bei 500 h/a: viermal so teuer
wie bei 2000 h/a!
Price spread
Spotmarkt
2018
Einfluss der Volllaststunden
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Erweiterung
Übertragungsnetz
(oder Regelzonen)
Abregeln von
Spitzenleistung
Preise sehr
niedrig
(-200
EUR/MWh!
Laststeigerung durch
Demand-side management
technisch
Smart Grids
Flexible Nutzung von
Überschussstrom
Nutzung
durch Speicher
(ab sinnvoller
Volllaststunden)
Direktver-
marktung
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Langzeitspeicher benötigt
Langzeitspeicher
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Sektorenkopplung
* In Zeiten von Überschußproduktion: Wie kann dieser Strom sinnvoll genutzt werden?
* Zentrale (Ptx-Ansätze, z.B. H2) vs dezentrale(Haushaltsebene, Z.B. E-Fahrzeuge, Wärmepumpen)
Anwendungen* Wie kann Nutzung mit Zeit des Überschusses zusammengebracht werden, z. B PV für Heizen?
* Vereinfachte Vorschläge, keine überzeugenden Langzeitlösungen
Heizen/Kühlen Verkehr
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Sektorenkopplung mit Verkehr
Elektrolyse GElectricity H2
Compressor Combined cycle
Electricity
H2-Speicher
H2 H2
η=60-70%η ≈90% η=50-60%
η=27-38%
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Der CO2-Preis
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AT, DE, FR, CZ, PL
One market
Entwicklung der Strompreise in
Europa bis 2016 (1)
Italy
Nordpool
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Entwicklung der Strompreise in
Europa bis 2018 (2)
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6. IST DIE ZEIT DER SUBVENTIONIERUNGE E T VORBEI?
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Grid parity: PV-Kosten und Haushalts-strompreise
Grid parity
Haushaltsstrompreis
Deutschland
Kosten
Österreich
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Bewertung der Netz-Parität
EEigen*PHH + EEinspeis*PEinspeis > Annuität
Netzparitätsterm
Einsparungen/Einnahmen Kosten
Subventionen noch notwendig?
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36
Anteil des Eigenverbrauchs
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Mieterstrom und Blockchain
Vertrieb
Haushalt 1
Haushalt 2
Zähler
Haushalt 3
PV-System auf dem Dach
Mieterstrommodel:
Kontrahierter PV-Strom
Blockchain
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Flexibilitätsoptionen
NetzProsu
mager
E1
Speicher
Bilanz-
gruppe
E2
E3
Die Demokratisierung des
Stromsystems: bidirektional
E4
E5
SP1
SP2
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39
7. SCHLUSSFOLGERUNGEN
• Ende der Subventionen für EET (CO2-Preise)?
• Potenziale dezentraler PV—Systeme ?
• Nachhaltiges Stromsystem Integration eines
breiten Technologieportfolios & Benutzer-optionen
• Am wichtigsten: Anreize in Form korrekter Preis-
signale (ideal: inkl. CO2) Ausschöpfen der
Kreativität aller Marktteilnehmer!
• Regul. Kapazitätszahlungen: verzerren das System
mehr konvent, weniger EET, weniger Flexibilität
• Größere Marktgebiete bevorzugt
• Speicher ein neuer Hype? Wirtschaftlich?