Vorlesung 4 - Elektrizitätsmärkte

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Vorlesung 4 - Elektrizitätsmärkte

Prof. Dr. Christian von Hirschhausen

Technische Universität DresdenLehrstuhl für Energiewirtschaft und Public Sector Management

Energiewirtschaft 1 Vorlesung 4 (Elektrizität)

7.11.2006

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Agenda

Organisation / Termine

1. Grundlagen

2. Ressourcen- und Regulierungsmanagement

3. Märkte, Unternehmensstrategien, Energiepolitik

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Agenda

Märkte, Unternehmensstrategien, Energiepolitik

1. Elektrizitätswirtschaft

2. Gaswirtschaft

3. Kohlenwirtschaft

4. Mineralölwirtschaft

5. Emissionshandel

6. Erneuerbare Energieträger

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Agenda

Elektrizitätswirtschaft

1. Marktstruktur

2. Energiepolitik

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Wirtschaftsfaktor Stromversorgung in der EU (2000)

Stand 2000

Quellen: Eurelectric, Brüssel; VDEW

23,6175,1594.455EU 15

2,013,129.111Spanien

0,95,120.000Schweden

3,631,496.200Italien

4,125,962.000Großbritannien

5,428,2113.990Frankreich

3,434,2137.000Deutschland

Jahresinvestitionen

Mrd. €

Jahresumsatz

Mrd. €

BeschäftigteLand

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Besonderheiten des Gutes „Elektrizität“

• Fehlende Speicherbarkeit „Echtzeittransport“

• Leitungsgebundenheit

• Hoher Fixkostenanteil bei Erzeugung und Transport

• Größenvorteile im Erzeugungs- und Netzbereich

• Tageszeitliche und saisonale Nachfrageschwankungen

• Flüsse im vermaschten Netz nach den Kirchhoff‘schen Regeln

Quelle: Prof. Dr. Winje, VL Energiewirtschaft TU Berlin

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Begriffe der elektrischen Arbeit

Bruttostromerzeugung Im Kraftwerk erzeugte elektrische Arbeit, gemessen an den Generatorklemmen.

- Kraftwerkseigenverbrauch Elektrische Arbeit, die in den Neben- und Hilfsanlagen verbraucht wird. Der Verbrauch von nicht-elektrischen Neben- und Hilfsanlagen (z.B. Bürobeleuchtung im EVU) ist nicht Eigenverbrauch.

= Nettostromerzeugung Erzeugung – Eigenverbrauch

+ Bezug Elektrische Arbeit, die von Dritten bezogen wird (z.B. Bezug von anderen EVU oder aus industrieller Erzeugung.

= Netzeinspeisung Elektrische Arbeit, die vom EVU in das Netz eingespeist wird.

- Pumpstromverbrauch Elektrische Arbeit zum Fördern des Speicherwassers bei Pumpspeicheranlagen. Gilt analog für andere Speicheranlagen.

= Abgabe Die Menge von Arbeit, die das EVU an das Netz zur Verfügung der Verbraucher abgibt. Arbeitsverluste im Netz sind hierin noch enthalten.

- Arbeitsverluste im Netz Verluste, die durch Transport und Umspannung bedingt sind.

= Nutzbare Abgabe Gesamte Abgabe an Verbraucher, einschl. der Abgabe an das EVU selbst.

- Betriebsverbrauch Verbrauch des EVU in den betriebseigenen Einrichtungen

= Abnahme Von den Abnehmern (Kunden des EVU) an den Übergabestellen dem Netz entnommene elektrische Arbeit

Nach Pfaffenberger (1998)

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Komponenten des Elektrizitätspreises IErzeugung

GroßhandelspreisNetzkostenVertriebstaatliche Abgaben

Ca. 4 ct/kWh

20%

Zusammensetzung des Haushaltskundentarif (18,8 ct/kWh bei 3500kWh/a Verbrauch)Quelle: RWE 2005

Schema eines Dampfkraftwerks

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Kessel

Abgasreinigung

Kondensator

GeneratorDampf

Kühlwasser

Speisewasser

Brennstoff(Öl, Erdgas, Kohle…)

Nach Pfaffenberger (1998, S.45)

Asche

Luft

Rohstoffe

Abfall

Abgas

Abgas

Turbine

Schema einer Gastrubine

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Generator

Brennstoff

Verdichter TurbineLuft

Abgase

Brennkammer

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Schema eines Gas- und Dampfkraftwerkes (GuD)

Generator 1Verdichter Turbine

Brennstoff

Kessel

Abgas-reinigung

Kondensator

Generator 2

AbgasLuft

Dampf

heißeAbgase

Kühlwasser

Speisewasser

Abgas

Evt. Zusatzfeuerung

Turbine

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Anhaltswerte für Investitionskosten und variable Betriebskosten von Kraftwerken

Kraftwerks-technologie

spez. ca. Investitionskosten

[€/kWel]

Brennstoffkosten [Ursprungseinheit]

Netto-Wirkungsgrad ca.

variable Betriebskosten

[€/MWhel]

Kernkraft 1.500,- bis 3.000,- 0.4 €/MWhel 33% - 36% 0,6

Braunkohle 1.200,- bis 2.000,- 3 €/MWhth 40% - 49% 1,5 bis 2,5

Steinkohle

Mit Kohlevergasung:

1.300,- bis 2.000,-

bis 2.500,-

50-60 €/t 38% - 50%

bis 52%

1,5 bis 2,5

Erdgas-GUD 500,- bis 1.000,- 5-6 €/GJ 55% - 60% 1,-

Gasturbinen 250,- bis 500,- 5-6 €/GJ 35% - 38% 1,-

Wasser (Neubau:)

(Modernisierung:)

4.000,- bis 7.500,-

1.000,- bis 2.000,-

0 99%

Wind 800,- bis 1.300,- 0 99%

Quelle: Schneider, Stromgestehungskosten von Großkraftwerken, 1998; Hirschl, Markt- und Kostenentwicklung ern. Energien, 2002, BAFA, dena-Studie

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Kostenoptimale Zusammensetzung des Kraftwerksparkswirtschaftliche Entscheidung: Grund-, Mittel- oder Spitzenlast?

Kostenfunktion der Kraftwerke

Spitzenlast

Mittellast

Grundlast

250

200

150

100

50

Quelle: in Anlehnung anPfaffenberger(1998, S.116ff)

Einsatz in [h]

Kosten in [Euro/kWa]

Kraftwerk 1

Kraftwerk 2

Kraftwerk 3

0 900 1800 2700 3600 4500 8760

0 900 1800 2700 3600 4500 8760

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0P/Pmax

Grundlastkraftwerken

Mittellastkraftwerken

Spitzenlastkraftwerken Notwenige Kapazität an:

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Fixkostendeckung von Börsenpreisen

Spotmarktpreis EEX

Variable Betriebskosten GuD-Kraftwerk

Variable Betriebskosten Steinkohlekraftwerk

Variabel Betriebskosten Kernkraftwerk

Deckungsbeitrag GuD

Deckungsbeitrag Steinkohle

Deckungsbeitrag KernkraftBetriebszeit (Ausnutzungsdauer) und Deckungsbeitrag sind abhängig vom Strompreis, den variablen Kosten und den technischen Gegebenheiten

Quelle: EEX

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Einsatzbereiche und Ausnutzungsdauer der Kraftwerke

Quelle: nach Prof. Dr. Winje, VL Energiewirtschaft TU Berlin, VDEW 2004

ArtSpezifische Investitions-

kosten

Spezifische Brennstoff-

kostenEnergieträger Installierte Leistung

(2003)Volllaststunden TB

(2003)

Grundlast hoch niedrig

Laufwasser

Braunkohle

Kernenergie

Steinkohle

Erdgas

Heizöl

Speicherwasser

Sonstiges

3 %

20 %

21 %

Mittellast mittel mittel

4900 h/a

7300 h/a

7570 h/a

2,9 GW

19,7 GW

20,6 GW

25,1 GW 4850 h/a25 %

16 GW

6 GW

6,5 GW

3,5 GW

16 %

6 %

6 %

3 %

2400 h/a*

300 h/a

1200 h/aSpitzenlast niedrig hoch

ca. 100 GW

N

aB

B

PA

ngNennleistuitJahresarbeT

(VBh/a)dentriebsstunVolllastbeimuerBetriebsdajährlicheT

==

=weitere Einflussgrößen:

•Alter der Anlage•Standort•Wirkungsgrad•Wärmeauskopplung •Änderung der Brennstoffpreise

* Gasturbinen (ca. 600h/a) u. GuD-Kraftwerke (ca. 4500h/a)

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Tageslastganglinien eines EVU an einem typischen Werktag im Sommer und Winter

Winter-Werktag Sommer-Werktag

Quelle: Begriffsbestimmungen in der Energiewirtschaft, Teil 1: Elektrizitätswirtschaftliche Grundbegriffe, VDEW (Frankfurt)

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Merit order and load factors of German power plants (four big suppliers, first third of 2005)

Source: Energy Sector Inquiry 2005/2006, S. 132

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Kraftwerkskapazität und Höchstlast in Deutschland 2003

76.383.0

7.04.9

16.5

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

Kraftwerksart Leistungsbilanz Jahreshöchstlast

Leis

tung

[GW

]

Laufwasser

Braunkohle

Kernkraft

Steinkohle

Erdgas

Heizöl

Speicherw.

Winddavon

muss gedeckt werden

Nicht einsetzbare Leistung

Ausfälle und RevisionenReserve für Systemdienstleistungen

gesicherte Leistung

Zusätzlich kann Kraftwerkskapazität durch Vertragsleistung aus dem Ausland zur Verfügung gestellt werden (2003 ca. 3,4GW)

Quelle: VDEW 2004,VDN Leistungsbilanz 2003

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Elektrizitätsaustausch mit den Nachbarländern

Quelle: VDN, 2004

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Physikalischer Energieaustausch in Europa

Quelle: UCPTE, 2004

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Komponenten des Elektrizitätspreises IITransport


36%

Ca. 7 ct/kWh

Ca. 4 ct/kWh

20%


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Marktstufen und Teilmärkte des Energieträgers Elektrizität in Deutschland

ca. 80regionale EVU

9/36

ca. 800lokale EVU

11/31

EuropäischeEVU

4 Verbund-EVU 80/33

industrielleErzeugung

DeutscheBahn

PrivateErzeuger

Tarifkunden (Haushalte, Landwirtschaft, Kleingewerbe)

Elektrizität(Kraft und Licht)

Raumwärme

Sondervertragskunden (Industriebetriebe u. Verteilerunternehmen)

Raum- u. Prozesswärme

MarktstufenInternationaleEbene

NationaleEbene

Erzeugung,

Transport,

Verteilung

EndverbrauchElektrizität

(Kraft und Licht)

Stromerzeugung/Stromabgabe an letztverbrauchendeKunden (in Prozent)

nach Prof. Dr. Winje, VL Energiewirtschaft TU Berlin

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Regelzonen bzw. Systembetreiber in Deutschland

VattenfallEurope

Transmission GmbH

EnBWTransportnetze

AG

RWE net AG

E.ON Netz

GmbH

nach VDN

- 24 -

Verteilungsnetzbetreiber in Deutschland

Quelle: VDN, 2004

- 25 -

4 Spannungsebenen der Elektrizitätsnetze in Deutschland

Die deutschen Energieversorger unterhalten Netze mit insgesamt 1,6 Millionen Kilometer Leitungen und über 500.000 Transformatoren.

Quelle: VDN

380-kV-

Betriebsspannung

220-kV-

Betriebsspannung

HGÜ-Freileitung/Kabel

Umspannwerkelokal

regional

regional

überregional

Reichweite

Haushalte, Gewerbe, und Landwirtschaft0,4 … 1 kVNiederspannung

Industrie und größereGewerbebetriebe1 … 36 kVMittelspannung

lokale Versorger und Industriebetriebe36 … 110 kVHochspannung

regionale Versorger, sehr großeIndustriebetriebe, Abwicklungdes Stromhandels mit demAusland

220 … 380 kVHöchstspannung

AbnehmerSpannungs-bereich

Übertragungs-netzebene

Reichweite AbnehmerSpannungs-bereich

Verteilungs-netzebene

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Kostenermittlung

Die Kosten werden getrennt für Umspannungen und Netzebenen auf Grundlage von einer auf das Netz beschränkten Gewinn- und Verlustrechnung sowie Kostenträgerrechnung ermittelt.

Datengrundlage bilden die Jahreskosten der einzelnen Netzteildienste (Netz, Umspannungen, Systemdienstleistungen, Verluste)

Quelle: VDN, Kommentarband zur VV II plus

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Kostenwälzung

Bei der Kalkulation der Netznutzungsentgelte werden die anteiligen Kosten der vorgelagertenNetzebenen, beginnend bei der Höchstspannung, von Netzebene zu Netzebene gewälzt

In jeder Netzebene werden die Gesamtkosten (gewälzte Kosten und Kosten der Netzebene) jeweils kostenverursachungsorientiert aufgeteilt in die Kostenanteile, die auf die Entnahme aus der Netzebene und die nachgeschaltete Ebene entfallen.

Diese Kostenwälzung wird bis zur Niederspannung fortgesetzt. Sie erfolgt somit stets von der höheren zu der niedrigeren Spannungsebene.

HöSpHöSp

HSpHSp

MSpMSp

NSpNSp

K(HöSp)K(HöSp)

Wälzung (HöSp) + K(HSp)Wälzung (HöSp) + K(HSp)

Wälzung (HSp) + K(MSp)Wälzung (HSp) + K(MSp)

Wälzung (MSp) + K(NSp)Wälzung (MSp) + K(NSp)

HöSp-Kunden

HSp-Kunden

MSp-Kunden

K(HöSp-Kd)

K(HSp-Kd)

K(MSp-Kd)

NSp-Kd

Nach VDN, Kommentarbuch zur VV II Plus

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Netznutzungsentgelte deutscher Netzbetreiber (2004)

Niederspannung Mittelspannung HochspannungNiederspannungohneLastprofilmessungEntgelte netto ohne KA,

5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

Niederspannung Mittelspannung HochspannungNiederspannung

LastprofilmessunEntgelte netto ohne KA,

Low Voltage Medium Voltage High Voltage

5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

DomesticCustomers Industrial Customers

average feeEnBW AGmin

max

average fee

min

max

kWh/a

ct/k

Wh


5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h


5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

Niederspannung Mittelspannung HochspannungNiederspannung

LastprofilmessunEntgelte netto ohne KA,

Low Voltage Medium Voltage High Voltage

5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

5.00

0

13.0

00

20.0

00

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

2000

h

4000

h

5000

h

6000

h

8000

h

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

DomesticCustomers Industrial Customers

average feeEnBW AGmin

max

average fee

min

max

kWh/a

ct/k

Wh

Trotz einheitlicher Kostenermittlungsregeln variieren die Netzentgelte stark von Unternehmen zu Unternehmen.

Quelle: Müller, Weigt (2005)

- 29 - Quelle: VDN, VDEW

Systemdienstleistungen

Als Systemdienstleistungen werden die für die Funktionstüchtigkeit des System unvermeidlichen Dienstleistungen bezeichnet.

Diese sind zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie notwendig.

Sie bestimmen die Qualität der Stromversorgung.

Es handelt sich dabei um:- Frequenzhaltung - Spannungshaltung - Versorgungswiederaufbau - Betriebsführung (einschl. Messung und Verrechnung)

Die Entgeltanteil für die einzelnen Systemdienstleistungen werden beim jeweiligen Netzbetreiber separat ausgewiesen

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Berücksichtigung von Verlusten

Dem Netzbetreiber fällt die Aufgabe zu, die Verlustmengen entsprechend der augenblicklichen Höhe zu beschaffen.

Durch diese Beschaffung entstehen dem Netzbetreiber Kosten, die nach VV II plus in den Netznutzungsentgelten zu berücksichtigen sind

Bei Netzverlusten werden berücksichtigt:- Arbeitsverluste und Leistungsverluste- pro Spannungsebene und Umspannung- durchschnittliche Werte, da zeitliche Verteilung nicht genau bekannt- Höhe der Durchschnittsverluste je Spannungsebene wird vom Netzbetreiber bekannt

gegeben

Quelle: Kommentarband zur Verbändevereinbarung II plus, Verband der Netzbetreiber VDN beim VDEW, Berlin

- 31 -

Bilanzausgleich

Zielsetzung: Saldierung von Abweichungen zwischen Einspeisung und Entnahmen für mehrere Entnahmestellen

Verbleibende Ungleichgewichte werden vom Regelzonenbetreiber ausgeglichen: Bilanzausgleich

Hierzu werden Bilanzkreise eingeführt: - virtuelle Gebilde- Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme gegenüber Netzbetreiber

Bilanzkreisstruktur:- Maßgeblich bleiben die Regelzonen der vier Verbundnetzbetreiber- Bildung von Bilanzkreisen innerhalb der Regelzonen

Quelle: VV II plus und Kommentarband zur Verbändevereinbarung II plus, Verband der Netzbetreiber VDN beim VDEW, Berlin

- 32 -

Komponenten des Elektrizitätspreises IIIVertrieb


36%

Ca. 7 ct/kWh

Ca. 4 ct/kWh

20%

Ca. 0,8 ct/kWh

4%


- 33 -

Komponenten des Elektrizitätspreises IVStaat


36%

Ca. 7 ct/kWh

Ca. 4 ct/kWh

20%

Ca. 0,8 ct/kWh

4%

Ca. 7,4 ct/kWh

40%davon entfallen:- 0,3 ct/kWh (2%) auf

den KWK-Zuschlag- 0,7 ct/kWh (3,5%) auf

den EEG-Zuschlag- 2,05 ct/KWh (11%)

auf die Stromsteuer- 2,5 ct/KWh (13,7%)

auf die Mehrwertsteuer

- Konzessionsabgabe: je nach Gemeindegröße zw. 1,32 bis 2,39 ct/kWh (ca. 9.5%) Zusammensetzung des Haushaltskundentarif (18,8 ct/kWh

bei 3500kWh/a Verbrauch)Quelle: RWE 2005

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Agenda

Elektrizitätswirtschaft

1. Marktstruktur

2. Energiepolitik

- 35 -

Grundfrage: Wie werden die Koordinationsprobleme innerhalb verschiedener Marktgestaltungen gelöst?

Können Märkte die Koordinierungsaufgaben der Stromwirtschaft lösen? Wenn ja, welche Bereiche können

Marktgestaltung bedeutet- Definition bzw. Eingrenzung von Monopolbereichen

- Ausgestaltung der Regulierungsregeln

- Evtl. Schaffung von neuen Koordinationsinstitutionen

- Evtl. Definition von Durchführungsregeln

Unterschiede ergeben sich in der Stärke des Eingriffs (ex-post vs. ex-ante Regulierung)

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Strom, altes integriertes Modell

Unabhängige Erzeuger

Eigene Kraftwerke

Endverbraucher

Verbund-unternehmen

Übertragungs-netz

Verteilungs-netze

Verteiler-unternehmen

Eigene Kraftwerkedes Verbundunternehmens

Andere Verbund-unternehmen

UnabhängigeErzeuger

R

HandelsvertragRegulierung

Kumkar (1999, 7)

- 37 -

Alleinabnehmermodell

Endverbraucher


Eigene Kraftwerk

e

Allein-abnehmer

Übertragungs-netz

Verteilungs-netze

Verteiler-unternehmen

(u.U. Alleinab-nehmer)

Eigene Kraftwerkedes Verbundunternehmens



R

R

R

HandelsvertragRegulierung

Kumkar (1999, 17)

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Strompool

Kumkar (1999, 24)

HandelsvertragTransportvertragRegulierung

Strom-händler

Pool

Über-tragungs-

netz-betreiber

Über-tragungs-

netz

Endverbraucher

Eigene Kraftwerkedes (ehemaligen)

Verbundunternehmens



R

R

R

Verteilungs-netze

Verteilungs-netzbetreiber

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Allgemein zugängliches Netz(common carrier)

Kumkar (1999, 40) Endverbraucher

Ver-teilungs-

netze

Netz-betreiber =Verteiler-

unter-nehmen

Strom-händler

Netz-betreiber =

Verbundunter-

nehmen

Über-tragungs-

netz

Eigene Kraftwerkedes (ehemaligen)

Verbundunternehmens




Eigene Kraftwerke

R

HandelsvertragTransportvertragRegulierung

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Vergleich von Marktmodellen

Integriertes Modell (Umfassende Regulierung)

Alleinabnehmer-modell

(Single Buyer)

Poolmodell Common CarrierModell (Third Party Access, bilaterales, dezentrales Modell)

Wettbewerbsform

Gebietsmonopole für Erzeugung + Netz

Gebietsmonopole für Erzeugung + Netz, Ankaufspflicht des Monopolisten von IPP

Monopolisierter Großhandelsmarkt (Zwangspool), Netzzugang für bestimmten Kundenkreis

Freie Strommärkte, Börsen etc., Netznutzungsrechte

Langfristige Koordination

(Netz + Erzeugung)

Durch Monopolisten Durch Monopolisten + IPP

Erzeugung: durch Marktteilnehmer

Netz: Durch Netzbetreiber

Erzeugung: Marktteilnehmer

Netz: Ausbaupflicht der Netzbetreiber

Über freie Strommärkte, nur Regelmarkt monopolisiert

Regulierung Endpreisregulierung, Renditeregulierung

Beschaffungspraxis des Single Buyer

Großhandelsmarkt, u.U. Strukturregulierung der Netzbetreiber

Netznutzung, Systembetrieb

Deutschland, Skandinavien, Neuseeland

Kurzfristige Koordination

(Netz + Erzeugung)

Unternehmensintern Durch Monopolisten + IPP, Systemführung durch Monopolisten

Durch Poolbetreiber aufgrund von Geboten der Marktteilnehmer

Beispiele Status quo vor Deregulierung in allen Elektrizitätswirtschaft

Frankreich, einzelne Deutsche Stadtwerke

Alter Englischer Pool (1990 bis 2001), USA: New York, PJM

Nach Kumkar (1999)

- 41 -

Koordinationsleistungen im Elektrizitätsmarkt durch Marktpreise

Horizontale Koordination (optimaler Kraftwerksmix)- Marktpreise > variable Brennstoffpreise dienen zur Fixkostendeckung der Kraftwerke bei

und ergeben idealer Weise den optimalen Kraftwerksmix

Zeitliche Koordination: - Ex ante: Forward Märkte, Day-ahead Märkte, Intraday-Märkte, Echtzeitmärkte- Ex post: Echtzeitmärkte: Abrechnung nach realer Lieferung

Elektrizitätspreise sind zeitliche variabel

Vertikale bzw. räumliche Koordination: Bei Berücksichtigung von Transportverlusten und/oder Netzengpässen ergeben sich räumlich differenzierte Preise (Nodalpreise (PJM) oder Zonenpreise (Norwegen))

In bilateralen Modellen schwierige Festlegung von räumlichen Preisen aufgrund der gegenseitigen Beeinflussung der Handelsgeschäfte und Netzengpässe

Quelle: Prof. Dr. Winje, VL Energiewirtschaft, TU Berlin

- 42 -

Congestion Management

NTC (ATC) based Flow-based

Explicit Implicit Coordinated

ExplicitMultilateral (Scan-dinava)

Bilaterale implizite Auktione

n

First come/ First serve

Pro-rata

ExplicitAuctions

Bilateral (common)

Coordinated(Cz, P, D,

Sk)

ImplicitCoordinated

explicitauctions

Open-Market-Coupling

PJM (NodalPricing)

SEE (SETSO)

Administrative Market based methods: “Auctions“

(EU, Integrated Markets,…)

Source: Vujasinovic, 2005, p. 3; own illustration.

- 43 -

Developments in Europe

• Towards flow based methods: Flow-based coordinated auctions, hybrid auctions, e.g. open market coupling

Aggregated ‘Order Books’

Implicit Bids

Max. Cross Border Capacity

Load Flow (PTDF-Matrix)

Auction Office

EinzelstundengeboteKombinationsgebote

PowerExchangesTraders

Additional business

Central Counterpart for regional market


PowerExchanges

Explicit Bids for Capacity

settled Capacity

TSOs

‘Clearing’


Implicit Bids



Implicit BidsImplicit Bids

Max. Cross Border Capacity

Load Flow (PTDF-Matrix)

Auction Office



Additional business



PowerExchanges

Explicit Bids for Capacity

settled Capacity

TSOs

‘Clearing’

Auction Office





Additional businessAdditional businessAdditional business



PowerExchanges


PowerExchanges

Explicit Bids for CapacityExplicit Bids for Capacity

settled Capacitysettled Capacity

TSOsTSOs

‘Clearing’‘Clearing’

• From Physical to Financial Transmission Rights

Source: EEX, 2005; own illustration.

- 44 -

Nodal PricingTheory

Nodal Pricing (often also referred to as Locational Marginal Pricing (LMP)):- there is a separate price for energy for each node in the network

- containing cost of generation, losses and transmission (“implicit auction“)

Nodal Prices result from the cost:- for the supply of an additional MW(h) energy

- at a specific node in the grid

- while using the available least-cost generation unit(s)

- subject to network constraints

Marginal Cost of

Generation

Marginal Cost of

GenerationCost of

CongestionCost of

CongestionCost of losses

Cost of lossesNodal PriceNodal Price = + +

- 45 -

Nodal PricingRealisation: PJM

PJM (Pennsylvania, New Jersey, Maryland):

• biggest Independent System Operator (ISO) in the world

• 134 GW peak load

• 165 GW generation capacities

• 728 TWh annual consumption

• 56000 miles transmission lines

• 164000 square miles territory

• including 13 states

• 19% of US GDP produced in PJM

Locational Price Distribution

Source: Ott, 2005

Documents

Vorlesung 4 - Elektrizitätsmärkte