Auswirkungen des Windenergieausbaus in der Nordsee-Region auf den grenzüberschreitenden Stromhandel

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Nomenklatur

1 Einleitung
1.1 Zielsetzung der Arbeit
1.2 Stand der Forschung und Abgrenzung zu anderen Arbeiten
1.3 Aufbau der Arbeit

2 Datenerhebung und -aufbereitung

3 Grundlagen des europäischen Stromhandels
3.1 Struktur des europäischen Verbundnetzes unter dem Dach der ENTSO-E
3.2 Meilensteine und Status quo des europäischen Strombinnenmarkts
3.3 Strommärkte und deren Marktkopplung
3.4 Strompreisbildung und der Merit-Order-Effekt
3.5 Physikalische Flüsse und handelbare Übertragungskapazitäten

4 Die Nordsee-Region
4.1 Geografische Übersicht
4.2 Charakteristika der Lastgänge
4.2 Charakteristika der Strommärkte und der Börsenstrompreise
4.3 Windenergieausbau
4.4 Status quo
4.4.2 Ausbauszenarien für
4.5 Netzinfrastruktur
4.5.1 Übertragungskapazitäten Stand
4.5.2 Geplanter Netzausbau bis

5 Grenzüberschreitender Stromhandel in der Nordseeregion im Jahr
5.1 Auslastung der Interkonnektoren
5.2 Zusammenhang zwischen der Grenzauslastung und der Börsenstrompreise
5.3 Korrelationsanalyse zwischen den prognostizierten Windeinspeisungen und ausgewählten Größen
5.3.1 Zusammenhang zwischen der Windeinspeisung und CBS
5.3.2 Zusammenhang zwischen der Windeinspeisung und NTC
5.3.3 Zusammenhang zwischen der Windeinspeisung und Strompreisen
5.4 Zwischenfazit

6 Abbildung des Strommarktes in einem Optimierungsmodell
6.1 Einführung in die Optimierung und allgemeine mathematische Formulierung
6.2 Modellbeschreibung und -funktionsweise
6.3 Spezifische Formulierung des Strommarktmodells als quadratisches Problem
6.3.1 Erstellung und Implementierung der Kostenfunktion
6.3.2 Gleichungssystem zur Deckung der Last
6.3.3 Matrixstruktur des Optimierungsproblems
6.4 Annahmen und Vereinfachungen des formulierten Strommarktmodells
6.5 Verifizierung und Validierung des Strommarktmodells
6.5.1 Testmodell mit vier Beispielregionen
6.5.2 Validierung anhand historischer Daten für das Jahr

7 Szenariorechnungen für das Jahr
7.1 Modelleingangsdaten für die Szenariorechnungen
7.1.1 Kostenfunktionen der konventionellen Kraftwerke
7.1.2 Einspeisung der erneuerbaren Kraftwerke
7.1.3 Stromverbrauch und Lastgänge
7.1.4 Übertragungskapazitäten der Grenzkuppelstellen und Netzausbau
7.2 Auswertung der Modellergebnisse
7.2.1 Szenario EU2020 Wind
7.2.2 Szenario EU2020 W/N

8 Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Anhang

A Übersicht der Datenquellen

B Streudiagramme aus Windeinspeisung und Exportsaldo

C Statistische Auswertungen zur Auslastung der Grenzkuppelstellen

D Stromhandelsbilanzen je Region

E Grenzscharfe Import- und Exportfahrplänen sowie deren Bilanz

Abbildungsverzeichnis

1.1 Häufigkeitsverteilung der Windgradienten

1.2 Aggregierte Jahresdauerlinie der Windeinspeisung

2.1 Datentypen und Datenstruktur der aufbereiteten Zeitreihen

3.1 Europäisches Verbundnetz und regionale Gruppen der ENTSO-E

3.2 Formen und Märkte des Elektrizitäts-Großhandels

3.3 Liquidität verschiedener Strombörsen

3.4 Entwicklung der Strommarktkopplung in Europa

3.5 Schematische Darstellung der Strompreisbildung

3.6 Schematische Darstellung des Merit-Order-Effekts

4.1 Geografische Ausdehnung des Untersuchungsgebiets Nordsee-Region

4.2 Jahreslastgänge als gleitender Mittelwert

4.3 Börsenstrompreise als gleitender Mittelwert

4.4 Installierte Windleistungen und erzeugte Energiemengen im Jahr

4.5 Windstromeinspeisung als gleitender Mittelwert

4.6 Jahresdauerlinien der Windstromeinspeisung

4.7 Verlauf der Import- und Exportfahrpläne sowie der Windprognose für DE

4.8 Prognostizierte installierte Windleistungen

4.9 Topologie der Interkonnektoren in der Nordsee-Region

5.1 Jahresdauerlinie der NTC Auslastung der Grenze DE-DKW

5.2 Jahresdauerlinie der NTC Auslastung der Grenze

5.3 Zeitdauer in Stunden für ausgewählte Auslastungen der Grenzkuppelstellen

5.4 Preidifferenzen über NTC Auslastung an der Grenze DE-DKW

5.5 Preidifferenzen über NTC Auslastung an der Grenze DE-FR

5.6 Streudiagramm aus Windprognose und Importfahrplänen für DE

5.7 Streudiagramm aus Windprognose und Exportfahrplänen für DE

5.8 Streudiagramm aus Windprognose und Exportsaldo für DE

5.9 Streudiagramm aus Windprognose und Exportsaldo für DKW

5.10 Streudiagramm aus Windprognose und Importkapazitäten für DE

5.11 Streudiagramm aus Windprognose und Exportkapazitäten für DE

5.12 Streudiagramm aus Börsenstrompreise und der Netzlast und Windprognosen

5.13 Streudiagramm aus Windprognosen und Day-Ahead Börsenstrompreise

6.1 Übersicht zur Struktur des Strommarktmodells

6.4 Topologie und Ergebnisse des Testsmodells

6.5 Handelsvolumina der Import- und Exportfahrpläne der Modellergebnisse und der Realdaten des Jahres

6.6 Mittlere Auslastungen der Grenzkuppelstellen der realen Daten und der Modellergebnisse

7.1 Modellierte und analysierte Regionen

7.2 Handelsvolumina der Import- und Exportfahrpläne des Szenarios EU2020 Wind und der Modellergebnisse

7.3 Mittlere Auslastungen der Grenzkuppelstellen des Szenarios EU2020 Wind und der Modellergebnisse

7.4 Handelsvolumina der Import- und Exportfahrpläne des Szenarios EU2020 W/N und des Szenarios EU2020 Wind

7.5 Mittlere Auslastungen der Grenzuppelstellen des Szenarios EU2020 W/N und des Szenarios EU2020 Wind

3.1 Europäische Richtlinien und Verordnungen für einen gemeinsamen Elek­trizitätsbinnenmarkt

4.1 Kennwerte der Lastgänge des Jahres

4.2 Strömbörsen und Übertragungsnetzbetreiber der einzelnen Länder

4.3 Installierte Windleistung [Wil13], erzeugte Windenergiemengen, resultie­rende Kapazitätsfaktoren und Windanteile an der Netzlast für

4.4 Gegenüberstellung von Windausbau-Szenarien für das Jahr

4.5 Mittelwerte der NTC Werte des Jahres 2012 für die Interkonnektoren innerhalb der Nordsee-Region. Datenquelle: ENTSO-E

4.6 Aufsummierte maximale Import- und Exportübertragungskapazitäten, sowie deren Anteile an der installierten Leistung und an der maximalen Last des Jahres

4.7 Geplanter Netzausbau und neue Interkonnektoren in der Nordsee-Region bis

5.1 Häufigkeit eines Preisunterschiedes bei nicht ausgelasteter und voll aus­gelasteter NTC

5.2 Abhängigkeiten der grenzüberschreitenden Fahrpläne (CBS) von den Windprognosen

5.3 Abhängigkeit der NTC Bilanzen gegenüber der Windeinspeisung

5.4 Mittlere Stromböresenpreise für 2012 und Preiselastizitäten gegenüber der Windeinspeisung

6.1 Jahresmittelwerte der realen und vom Modell berechneten kostenbasierten

Strompreise

7.1 Parameter der abschnittsweise definierten Kostenfunktionen für die Sze­nariorechnung

7.2 Abhängigkeiten der grenzüberschreitenden Fahrpläne (CBS) von den Windprognosen des Szenarios EU2020 Wind

7.3 Jahresmittelwerte kostenbasierter Strompreise des Szenarios EU Wind und der Modellergebnisse

7.4 Jahresmittelwerte kostenbasierter Strompreise des Szenarios EU W/N und des Szenarios EU2020 Wind Nomenklatur

Abkürzungen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Die Mitgliedstaaten der europäischen Union haben sich auf gemeinsame energie- und klimapolitische Ziele geeinigt und sich verpflichtet, diese bis im Jahr 2020 zu erreichen [EK10]. Diese Ziele, die so genannten „20-20-20-Ziele“, sind:

- die Treibhausgasemissionen um mindestens 20 % gegenüber 1990 zu reduzieren,
- eine Energieeffizienzsteigerung in Richtung 20 % anzustreben,
- einen Anteil von 20% erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch zu erreichen.

Wie jeder Mitgliedstaat sein rechtsverbindliches 2020-Ziel für den Anteil der erneu­erbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch erreichen will, ist in den nationalen Aktionsplänen für erneuerbare Energien (NREAP) ausgearbeitet [EK10]. Darin setzen viele Mitgliedstaaten auf einen erheblichen Ausbau der Windenergie. Infolgedessen nimmt die Bedeutung der Windstromeinspeisung im Stromversorgungssystem in ganz Europa immer mehr zu. Neben Deutschland zählen zu den klassischen Windenergie­Nationen vor allem Spanien, Dänemark und die Niederlande. Aber auch Länder wie Großbritannien, Italien und Portugal treiben ihre Windkraftprojekte in den letzten Jahren voran. Der Anteil der erneuerbaren Energien an Europas Stromverbrauch im Jahr 2012 lag bei etwa 13%. Die Windenergie trug mit etwa 7% zu einem Anteil von über 50% dazu bei [Wil13, S. 11].

Das europäische Übertragungsnetz sowie der Stromhandel stehen aufgrund der bedeu­tenden Erweiterung der Erzeugungskapazitäten und erzeugten Strommengen vor neuen Herausforderungen. Der Hauptgrund für diese neuen Herausforderungen ist die volatile Stromeinspeisung von Wind- und Solarstromanlagen. Insbesondere die Windstrome­inspeisung ist stochastischer Natur. Diese teilweise stark fluktuierende und vorrangig eingespeiste Stromerzeugung fordert in den betroffenen Ländern von dem konventionellen Kraftwerkspark eine neue Dynamik zur Deckung der Residuallast, für die der Kraft­werkspark ursprünglich nicht ausgelegt wurde. Betriebswirtschaftlich bedingt können die großen konventionellen Kohle- und Kernkraftwerke immer öfter nicht den hohen Gra­dienten im Residuallastverlauf folgen, was zur regionaler Über- bzw. Unterproduktion in der Stromversorgung führt. Ein weiterer Punkt ist, dass die Standorte der Windparks oftmals fernab der Verbraucherzentren liegen und somit der Windstrom über weite Stre­cken transportiert werden muss. Beide genannten Aspekte führen in Starkwindphasen zu Netzinstabilitäten, sowie zu einer erhöhten Volatilität der Börsenstrompreise.

Um den neuen Anforderungen gerecht zu werden, bestehen verschiedene Möglichkeiten, die miteinander kombiniert und umgesetzt werden können. Neben der Vollendung eines einheitlichen Strombinnenmarkts sind zudem in Zukunft Speicherlösungen und Mög­lichkeiten zur Lastflexibilisierungen gefragt, die ebenso ihren Anteil zur Kompensation der regionalen Schwankungen beitragen können. Der aktuell stattfindende wichtigs­te Prozess in diesem Bereich ist die Realisierung eines europaweiten gemeinsamen Strombinnenmarkts. Am Beispiel von Deutschland ist ersichtlich, dass der Zubau von Windenergieanlagen nicht länger im nationalen Alleingang erfolgen kann [Bir13, Mü13]. Wegen den Auswirkungen der Windstromeinspeisung auf die Lastflüsse in den Net­zen benachbarter Übertragungsnetzbetreiber und auf den internationalen Stromhandel muss der Ausbau der Windenergie vielmehr auf europäischer Ebene im Einklang mit allen Mitgliedsstaaten erfolgen. In einem europäischen Verbundnetz mit angemessenen Stromaustauschmöglichkeiten zwischen den einzelnen Staaten sowie einer effizienten und gemeinsam koordinierten Kopplung der europäischen Strommärkte soll den genannten Herausforderungen begegnet werden. Ein Hintergrundgedanke dabei ist, dass durch die verschiedenen Wettersituationen in Europa, die vor allem durch Hoch- und Tief­druckgebiete mit einer typischerweise kleineren geografischen Ausdehnung als die des Kontinents bestimmt sind, Möglichkeiten für Ausgleichseffekte in der Stromversorgung bieten. Das heißt zeitlich versetzte regionale Windleistungsüberschüsse im Verbundnetz können großräumig verteilt werden und zur günstigen Stromversorgung in entfernten Regionen beitragen. Die Ziele, die durch einen gemeinsamen Strombinnenmarkt ange­strebt werden, sind diese Ausgleichseffekte nutzbar zu machen und die Volatilität an den Strommärkten zu dämpfen, um eine europaweite sichere, nachhaltige und kosteneffiziente Stromversorgung zu gewährleisten.

Da die genannten Ausgleichseffekte nur durch einen funktionierenden grenzüberschrei­tenden Stromhandel stattfinden können, stellt dies die wesentliche Motivation zur Un­tersuchung des Themas dieser Arbeit da. Das Ausnutzen von interregionalen Ausgleichs­effekten führt zur Reduzierung von großen Windeinspeisegradienten und somit zu einer Verstetigung der aggregierten Windstromeinspeisung. Damit sinken auch gleichermaßen die Schwankungen in der Residuallast, die durch den konventionelle Kraftwerkspark gedeckt werden muss. Die gleichmäßigere Betriebsweise fördert die Wirtschaftlichkeit dieser Kraftwerke und führt zu einer erhöhten Systemstabilität. Veranschaulichen lässt sich dieser Effekt zum Beispiel durch einen Vergleich der Häufigkeitsverteilung der aggre­gierten Einspeiseschwankungen zwischen einem geografisch eng begrenzten und einem ausgedehnten Gebiet. Für Deutschland und einer Aggregation ausgewählter Marktge­biete in der Nordseeregion ist dieser Vergleich auf Basis von Windstromvorhersagen in Abb. 1.1 dargestellt. Es ist zu sehen, dass die Häufigkeit für hohe positive, wie auch hohe negative Einspeisegradienten abnehmen. Gleichzeitig nimmt die Häufigkeit niedriger Gradienten zu, was folglich zu einer Glättung der Windstromeinspeisung führt. Auch in Abb. 4.6 lässt sich der entstehende Vorteil unter Voraussetzung eines
funktionierenden grenzüberschreitenden Binnenmarkts sehen. Die regionalen und die aggregierte Jahresdauerlinie zeigen wie viele Stunden im Jahr welche Leistung erzeugt wurde. Dabei ist die Leistung auf die installierte Windleistung normiert. Es ist zu sehen, dass die aggregierte Dauerlinie zu vielen Stunden im Jahr flacher verläuft als die der einzelnen Länder. Des Weiteren reduziert sich die Maximaleinspeisung um ca. -20 % bei einer gleichzeitigen Erhöhung der gesicherten Mindestleistung von im Mittel 1 % auf 5 % bei der aggregierten Dauerlinie.

Die gesicherte Mindestleistung (Kapazitätskredit) in einem gemeinsamen Strombin­nenmarkt wird nach Analysen eines Berichts des TradeWind Projekts von 8 % auf 17 % ansteigen [L+08, S. 90]. Dies würde bei einer installierten Windleistung von etwa 220 GW in Europa, wie es in verschiedenen Szenarien [EE13b, M+11] angenom­men wird, einen gesicherten Leistungsanteil von 37.4GW, anstatt 17.6GW ohne einen grenzüberschreitenden Windenergieaustausch entsprechen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1.1: Häufigkeitsverteilung der Wind-gradienten für das Jahr 2012. Die aggregierte Region umfasst

Nach den erläuterten Zusammenhängen ist anzunehmen, dass durch den zunehmenden Ausbau der Windenergie und die voranschreitende Kopplung der Strommärkte die Handelssvolumina des grenzüberschreitenden Stromhandels weiter ansteigen werden. Die zukünftige Etablierung von lokalen Speicherlösungen und neuen Möglichkeiten zur Lastflexibilisierungen hingegen würden sich Dämpfend auf die Handelsvolumina auswirken.

Bestandteil dieser Arbeit ist die aufgestellten Thesen zu analysieren und mögliche Einflüsse/Zusammenhänge der Windstromeinspeisung zu untersuchen. Die genauen Ziele der Untersuchung sind im nächsten Abschnitt dargelegt.

1.1 Zielsetzung der Arbeit

Ziel der Arbeit ist, es Zusammenhänge und Auswirkungen der Windstromeinspeisung auf den grenzüberschreitenden Handel an den Day-Ahead Strommärkten auf Basis realer Zeitreihen zu untersuchen und zu bewerten. Dabei sollen Aussagen über grundsätzli­che Zusammenhänge getroffen werden und nicht nur einzelne Zeitpunkte betrachtet werden. Des Weiteren soll mit Hilfe eines Strommarktmodells die Entwicklung der grenzüberschreitenden Stromhandelstendenzen für verschiedene Szenarien im Jahr 2020, mit einem weiteren Windenergieausbau in Europa berechnet und mit dem Referenzjahr 2012 verglichen werden. Die Arbeit beinhaltet die Entwicklung und Modellbildung des verwendeten Strommarktmodells und dessen Validierung.

Zur Erreichung der Ziele sind folgende Fragestellungen für die untersuchte Nordsee­Region zu beantworten:

- Welche Effekte können beim Stromhandel auftreten, wenn es an den Grenzkuppel­stellen zu Netzengpässen kommt?
- Besteht eine Abhängigkeit zwischen den grenzüberschreitenden Fahrplänen (CBS), den maximal handelbaren Übertragungskapazitäten (NTC) und den Day-Ahead Börsenstrompreisen gegenüber der prognostizierten Windstromeinspeisung?
- Wie könnte sich der grenzüberschreitende Stromhandel und die Auslastungen an den Grenzkuppelstellen unter Berücksichtigung eines zunehmenden Windenergie- ausbaus im Jahr 2020 entwickeln?

1.2 Stand der Forschung und Abgrenzung zu anderen Arbeiten

Aufgrund der Relevanz des Windenergieausbaus zur Erreichung der europäischen ener­giepolitischen Ziele und trotz der Tatsache, dass die Kopplung der europäischen Strom­märkte erst seit wenigen Jahren Fortschritte zu verzeichnen hat, gibt es heute bereits einige Publikationen und Fachliteratur, die den Fokus auf das Zusammenwirken der beiden Themen legen. An dieser Stelle kann jedoch nur ein kurzer Überblick ohne Anspruch auf Vollständigkeit von umfassenden Studien und relevanten Arbeiten in dem bearbeiteten Thema gegeben werden.

Die erste umfassende europäische Studie TradeWind [EWE09a] wurde von einem in­ternationalen Konsortium verfasst und 2009 veröffentlicht. Die Studie untersucht die Integration von Off- und Onshore-Windenergie in das europäische Energiesystem bis zum Jahr 2030. Der Fokus liegt auf dem Ausbau der grenzüberschreitenden Verbindungen und dem Aufbau eines integrierten europäischen Strommarkts. Die ebenfalls veröffentlichten

Projekt-Zwischenberichte [EWE09b] der einzelnen Arbeitspakete beinhalten weitere detaillierte Informationen. Das Ergebnis der Studie ist, dass die Integration von 300 GW Windenergie in das europäische Stromnetz bei gleichzeitigem Netzausbau der nationalen Stromnetze und der Grenzkuppelstellen möglich ist.

Eine weitere mehrjährige Studie für den gesamten europäischen Raum, die im Zusam­menhang mit dem TradeWind Projekts steht, ist die von dem Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) angefertigte EWIS Studie (European wind integration study) [EE10a]. Diese identifiziert Grenzkuppelstellen mit erhöhter Engpass­gefahr und fokussiert sich auf die Entwicklung von praktischen Umsetzungsmöglichkeiten mit einem kurzfristigen Zeithorizont bis 2015 und gibt Handlungsempfehlungen an alle betreffenden Akteure. Zudem fließen die Ergebnisse maßgeblich in die Zehnjahres­Netzentwicklungspläne (TYNDP) der ENTSO-E mit ein [EE10a, S. 101].

In einem noch größeren internationalen Rahmen beschäftigt sich eine Gruppe der Internationalen Energieagentur, der IEA WIND Task 25 mit den technischen und marktwirtschaftlichen Herausforderungen bei der Integration von Windenergie. Die Gruppe hat bereits mehrere Studien [H+08, H+11] mit Handlungsempfehlungen für Politik und Wirtschaft veröffentlicht.

Auf Grund des zeitlichen Rahmens dieser Arbeit können die Auswirkungen des Windener- gieausbaus auf den grenzüberschreitenden Stromhandel nicht in einem ganzheitlichen Umfang, wie es in den oben genannten Studien teilweise gemacht wird, untersucht werden. Diese Arbeit konzentriert sich stattdessen auf die marktwirtschaftliche Inte­gration und die Auswirkungen der Windstromprognosen im Day-Ahead Stromhandel. Es werden weder die Auswirkungen auf die Intraday und Regelenergiemärkte noch technisch-physikalischen Auswirkungen auf das Verbundnetz näher untersucht. Die Arbeit beschränkt sich, nach einer Analyse der aktuellen Situation im grenzüberschrei­tenden Stromhandel, auf die Untersuchung des Einflusses der Winstromeinspeisung in der Nordseeregion auf Basis realer Daten des Jahres 2012. Zudem wird ein vereinfaches Strommarktmodell entwickelt, um Handelstendenzen für eine Szenariorechnung für das Jahr 2020 abschätzen und mit dem Referenzjahr 2012 vergleichen zu können. Ein wesentlicher Unterschied in der Modellbildung im Vergleich zu Fundamentalmodel­len, wie sie in [K+07, EE10b, Den12] beschrieben sind, ist, dass die Kostenfunktion des Strommarktmodells nicht über einen detaillierten kraftwerksspezifischen Grenzkos­tenansatz modelliert wird. Sie wird stattdessen auf Basis der Börsenstrompreise und Residuallastgänge ermittelt.

1.3 Aufbau der Arbeit

Die vorliegende Arbeit gliedert sich im Wesentlichen in vier Teile. Im ersten Teil, Kapitel 2, Kapitel 3 und Kapitel 4, werden zunächst die für das Verständnis der Arbeit notwendigen energiewirtschaftlichen Grundlagen des europäischen Stromhandels und wichtige Informationen zur Stromversorgung in der untersuchten Nordsee-Region vermittelt.

Der zweite Teil, Kapitel 5, widmet sich der Analyse des grenzüberschreitenden Stromhan­dels auf Basis historischer Zeitreihen des Jahres 2012. Dieses Kapitel beinhaltet neben Analysen zur Auslastung der Grenzkuppelstellen und Zusammenhängen der Grenzauslas­tung und der Börsenstrompreise, vor allem die Untersuchung von direkten Auswirkungen der Windstromeinspeisung auf den grenzüberschreitenden Stromhandel.

Der dritte Teil der Arbeit, Kapitel 6 beschreibt die Funktionsweise, den Aufbau, die Implementierung und die getroffenen Annahmen des erstellten Strommarktmodells. Zudem ist am Ende dieses Kapitels das Modell verifiziert und validiert.

Im vierten Teil, Kapitel 7 werden auf Basis verschiedener Ausbauszenarien für das Jahr 2020 mit dem erstellten Strommarktmodell Optimierungsrechnungen für den grenzüber­schreitenden Handel durchgeführt. Unter Berücksichtigung der Modellgenauigkeit werden anhand der Modellergebnisse zukünftige grenzüberschreitende Stromhandelstendenzen abgeschätzt und der Einfluss des Windenergieausbaus interpretiert.

Kapitel 8 schließt die vorliegende Arbeit mit einer Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnissen und einem Ausblick auf Möglichkeiten, das erstellte Strommarktmodell zu erweitern, ab.

2 Datenerhebung und -aufbereitung

Um die in der Arbeit angewandten Methodiken und Auswerteverfahren durchführen zu können, mussten vorab einige Daten und Informationen beschafft werden. Dazu gehören vor allem folgende Daten:

- Zeitreihen der Last im Übertragungs- und Verteilnetz (Last)
- Zeitreihen der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern (EE-Erz)
- Zeitreihen des grenzüberschreitenden Stromhandels (CBS)
- Zeitreihen der maximalen verfügbaren und handelbaren Übertragungskapazitäten (NTC)
- Zeitreihen der Day-Ahead Börsenstrompreise (Preise)

Die Datengrundlage für die genannten Zeitreihen werden auf den Internetseiten der nationalen Übertragungsnetzbetreiber, Strombörsen und vor allem dem Verband Eu­ropäischer Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E bereit gestellt. Wichtig ist an dieser Stelle, dass alle Daten in Ist-Werte (Ex-Post) Daten und in Vorhersagewerte (Ex-Ante) eingeteilt werden können. Da in dieser Arbeit der Fokus auf den Auswirkungen auf den grenzüberschreitenden Day-Ahead Stromhandel liegt, werden soweit vorliegend Ex-Ante Daten zur Auswertung verwendet. Die veröffentlichten Daten der genannten Organisationen besitzen eine Mindestauflösung von einer Stunde.

Die allgemeine Aufbereitung der Zeitreihen besteht aus folgender Prozedur. Zunächst werden die Zeitreihen heruntergeladen und die einzelnen Zeiträume chronologisch anein­ander gehängt. Danach wird die Zeitumstellung von Winter- auf Sommerzeit Ende März und von Sommer- auf Winterzeit Ende Oktober herausgerechnet. Anschließend werden alle Daten auf eine gemeinsame zeitliche Auflösung von einer Stunde gebracht und auf die Zeitzone UTC+01 umgerechnet. Abschließend erfolgt eine Konsistenzprüfung der Daten. Die Zeitreihen für die verschiedenen Regionen werden in einer standardisierten Struktur nach Abb. 2.1 abgelegt. Damit ist es möglich auch ohne Datenbank die gesuchten Daten schnell zu finden und mit einer einheitlichen Methodik weiterzuverarbeiten.

Folgender Hinweis gilt es bei Verwendung der heruntergeladenen Lastdaten zu beachten. Da die von der ENTSO-E gegründete Transparenzplattform entsoe.net weder eine Lastvorhersage noch einen einheitlichen Datensatz zur totalen Netzlast veröffentlicht, wird der Ex-Post Datensatz für die gesamte Netzlast der einzelnen Regionen der entso- e.eu Internetseite verwendet. Die Lastvorhersage ist heutzutage so gut, dass sich der

Fehler zwischen den Ex-Ante und Ex-Post Lastdaten im kleinen Prozentbereich befindet und daher hinnehmbar gering ist.

Auch für die heruntergeladenen Erzeugungsdaten sind einige Besonderheiten zu beachten. Die Erzeugungsdaten stammen in der Regel von den Übertragungsnetzbetreiber und in manchen Fällen auch von nationalen Strombörsen. Die gewünschten Zeitreihen für die Laufwasserkrafterzeugung, Windenergie- und Fotovoltaik-Erzeugung der einzelnen Länder werden nicht immer zur Verfügung gestellt. Bei Ländern, die ohnehin keine installierte Leistung eines bestimmten erneuerbaren Erzeugungstypen besitzen, stellt dies kein Problem dar. Bei Ländern, die eine installierte Leistung vorweisen, aber keine Zeitreihe zur Verfügung steht, wird die Zeitreihe aus dem einem Nachbarland entsprechend skaliert und eingesetzt. Dabei wird die Ersatzregion so ausgewählt, dass erstens eine möglichst gute geografische und klimatische Übereinstimmung herrscht und zweitens, dass die Region eine möglichst ähnliche installierte Leistung aufweist. Zudem gibt es Fälle bei denen für einen oder mehrere erneuerbare Erzeugungstypen nur Ex-Post Einspeisezeitreihen vorhanden sind. In diesem Fall ersetzt die Ex-Post Einspeisezeitreihe die gewünschte Day-Ahead Vorhersage. Die verwendeten Datensätze je Land sind in Tabelle A.1 im Anhang A ausgewiesen.

Weitere für die Arbeit relevante Informationen und Statistiken sind in der Regel dem statistischen Amt der europäischen Union (Eurostat^[1] ) und von nationalen sowie inter­nationalen Energieagenturen entnommen. Die Rohdaten für Landkarten und Layer der Ländergrenzen im europäischen Raum werden auf der Internetseite von Natural Earth^[2] zur Verfügung gestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2.1: Datentypen und Datenstruktur der aufbereiteten Zeitreihen.

3 Grundlagen des europäischen Stromhandels

In diesem Kapitel sind die wesentlichen Grundlagen erläutert, die zum Verständnis der in der Arbeit untersuchten Zusammenhänge dienen. Zunächst wird die Struktur des europäi­schen Verbundnetzes unter der Organisation des Verbands Europäischer Übertragungs­netzbetreiber (ENTSO-E) vorgestellt. Anschließend werden die Ziele und die erreichten Meilensteine auf dem Weg zu einem gemeinsamen europäischen Strombinnenmarkts genannt. Es folgt eine kurze Einführung in die unterschiedlichen Großhandelsmärkte für Elektrizität, die fließend Thema der Strommarktkopplung übergeht. Darauffolgend wird neben den Preisbildungsmechanismen einer der wichtigsten Effekte im Börsen­stromhandel, der sogenannte Merit-Order-Effekt erläutert. Am Ende dieses Kapitels werden, die mit dem grenzüberschreitenden Stromhandel im Zusammenhang stehenden Begrifflichkeiten, wie physikalische Flüsse und handelbare Übertragungskapazitäten erläutert sowie auf deren Unterschiede eingegangen.

3.1 Struktur des europäischen Verbundnetzes unter dem Dach der ENTSO-E

Die Basis für einen funktionierenden europäischen Stromhandel setzt ein europäisches Verbundnetz mit leistungsfähigen grenzüberschreitenden Grenzkuppelstellen voraus. Primär hat ein elektrisches Verbundsystem jedoch zum Ziel die Versorgungssicherheit zu erhöhen und die Systemstabilität durch Austausch von Regelenergie im gesamten Netz aus physikalischen Aspekten zu fördern. Das heute in Europa vorherrschende Verbundsystem beruht auf einer langen historischen Entwicklung. Die einzelnen Staaten sind auf Übertragungsnetzebene miteinander verknüpft. Seit dem 1. Juli 2009 wurde die Organisation der fünf asynchronen Netze der kontinentaleuropäischen Staaten (UCTE), der skandinavischen Länder (NORDEL), des Vereinigtes Königreichs (UKTSOA), von Irland und Nordirland (ATSOI) und der baltischen Staaten (BALTSO) in dem Ver­band Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) vereint. Dieser hat folgende wichtige Ziele und Aufgaben [EK09b, S. 20 f.]:

- Ein im Einklang mit dem Gesamtsystem sachgerechte Weiterentwicklung des Stromübertragungsnetzes gewährleisten.
- Koordinierung der technischen Zusammenarbeit zwischen den nationalen Übertra­gungsnetzbetreibern.
- Entwicklung von gemeinsamen Regeln zum Netzbetrieb (Netzkodizes).
- Anfertigung von nichtverbindlichen Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplänen (TYNDP) und einer europäischen Prognose zur Angemessenheit der Stromerzeugung (SOAF) im zweijährigen Rhythmus.

- Förderung der Transparenz durch Veröffentlichung relevanter Informationen.

Derzeit vertritt der Zusammenschluss ENTSO-E 42 Übertragungsnetzbetreiber aus 34 europäischen Ländern, welche technisch noch in die fünf genannten zueinander asynchro­nen Netzzonen unterteilt sind. Die synchronen Netzzonen sind mittels Hochspannungs­Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) miteinander verbunden. Nur Inseln wie Island, Malta und Zypern besitzen ein eigenes Inselnetz ohne Anschluss an das Europäische Verbund­system.

Eine weitere regionale Einteilung, welche das System-Entwicklungs-Komitee (SDC) der ENTSO-E zur Bearbeitung der Netzinvestitionen und -entwicklungsplänen definiert hat, sind die sechs regionalen Gruppen Nordsee, Baltische See, Kontinental Zentral­Süd, Kontinental Süd-West, Kontinental Süd-Ost und Kontinental Zentral-Ost. Diese Gruppen arbeiten alle zwei Jahre einen für die Region relevanten Investitionsplan aus, auf dessen Grundlage die Übertragungsnetzbetreiber Investitionsentscheidungen für den Netzausbau treffen. Die verschiedenen Zonen sind in Abb. 3.1 dargestellt.

ragungsnetzbetreiber Investitionsentscheidung

Abb. 3.1: Regionale Gruppen des System-Entwicklungs-Komitees der ENTSO-E und die fünf netzsynchronen Regionen des europäisches Verbundnetzes. Datenquelle: [SOAF 2010]

Die Etablierung der ENTSO-E ist Teil des dritten Binnenmarktpakets der EU und damit ein Baustein zur Schaffung eines europäischen Strombinnenmarkts. Auf dessen Entwicklung und Status wird im nächsten Abschnitt eingegangen.

3.2 Meilensteine und Status quo des europäischen Strombinnenmarkts

Der europäische Strombinnenmarkt befindet sich seit fast 20 Jahren in einen grund­legenden Strukturwandel. Seit Mitte der neunziger Jahre hat die Europäische Union mit verschiedenen Richtlinien und Verordnungen (siehe Tabelle 3.1) die Weichen für den europäischen Energiebinnenmarkt gestellt. Die Motive für einen gemeinsamen Elektrizitätsbinnenmarkt sind:

- Verbesserung der Wettbewerbsbedingungen,
- Erhöhung der Versorgungssicherheit,
- Volkwirtschaftliche Effizienzsteigerung beim Einsatz der Energieressourcen, für eine nachhaltige Stromversorgung.

Dafür haben sich die Wirtschafts- und Energieminister der Europäischen Union bereits im Juni 1996, im Rahmen des ersten Binnenmarktpakets, auf die erste Richtlinie 96/92/EG zur Liberalisierung des Strommarktes geeinigt. Damit wurde ein Transformationsprozess angestoßen, der die Landschaft in der Energiewirtschaft maßgeblich restrukturiert und der bis heute noch nicht vollendet ist.

Wesentliche Bestandteile des ersten Binnenmarktpakets sind neben der Forderung nach freier Handelbarkeit von Energie auch die Einführung von Energieregulierungsbehörden und die Entflechtung der verschiedenen Geschäftsfelder in der Stromversorgung. Unter dem sogenannten Unbundling werden die zuvor fest umrissenen Versorgungsgebiete aufgelöst und die monopolistisch verwalteten Wertschöpfungsstufen der Stromerzeugung, Übertragung und Vertrieb rechtlich und wirtschaftlich voneinander getrennt. Nachdem die Marktöffnung jedoch in einigen Mitgliedstaaten nur langsam Fortschritte machte und daher Wettbewerbsverzerrungen zu befürchten waren, sollte durch die Schaffung eines zweiten Pakets der Tranformationsprozess beschleunigt werden [Gö10, S. 20]. Die Ziele sind dabei weitestgehend die gleichen geblieben. Durch die voranschreitende Liberalisierung hat das Thema Stromhandel sowohl national wie auch international für die Energieversorger und -händler stark an Bedeutung gewonnen und im Zuge dessen wurden Handelsplätze für Börsengeschäfte und Termingeschäfte für Strom eingerichtet. Noch bevor die Fristen des zweiten Energiebinnenmarktpakets für die vollständige Öffnung der Energiemärkte abgelaufen waren, stellte die Kommission fest, dass die Europäische Union vom Ziel eines vollkommenen Energiebinnenmarktes noch weit entfernt war und veröffentlichte im Juli 2009 das dritte Energiebinnenmarktpaket [Gö10, S. 20].

Das dritte Energiebinnenmarktpaket beinhaltet wesentliche Neuerungen und zielt auf eine endgültige Vollendung des Strombinnenmarktes im Jahr 2015 ab [EK13, S. 1]. Die Neuerungen sind zum einen die Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) durch die Verordnung (EG) Nr. 713/2009 und zum anderen die Gründung eines europäischen Verbunds aller Übertragungsnetzbetreiber für Strom (ENTSO-E), wie er im vorherigen Abschnitt 3.1 vorgestellt wurde. Die europäische Energieregulierungsbehörde ACER ist mit folgenden Aufgaben betraut, um die Vollendung des Energiebinnenmarktes in der EU durchzuführen [EK09a, S. 4 ff.]:

- Erlass von Maßnahmen, damit die europäischen Richtlinien und Verordnungen auf nationaler Ebene umgesetzt werden.
- Entwurf von Rahmenleitlinien für die Entwicklung von Netzkodizes.
- Beobachtung und Analyse der Energiemärkte und des Netzausbaus.
- Aussprechen von Empfehlungen an die europäische Kommission.

Ein Fokus der Richtlinien und Verordnungen des dritten Pakets richten sich auf die Vollen­dung des angestrebten europaweiten gekoppelten grenzüberschreitenden Day-Ahead Stromhandels, sowie die Implementierung von Netzkodizes, die einen harmonisierten Betrieb der Stromnetze gewährleisten sollen. Im nächsten Abschnitt werden Verfahren und der aktuelle Stand der Strommarktkopplung in Europa dargelegt.ragungsnetzbetreiber Investitionsentscheidung

Tabelle 3.1: Europäische Richtlinien und Verordnungen für einen gemeinsamen Elektrizitätsbin­nenmarkt in Anlehnung an [Pin12, S. 20]

3.3 Strommärkte und deren Marktkopplung

Die Liberalisierung hat dazu geführt, dass sich verschiedene nationale Großhandelsstrom­märkte etabliert haben. Sie sollen den Abschluss von Stromlieferverträgen zu marktge­rechten Preisen ermöglichen. Nach der Wirtschaftstheorie eines optimalen Marktes führt die Preisbildung durch Angebot und Nachfrage, wie sie an Großhandelsstrommärkten stattfinden, stets zu einer effizienten und volkswirtschaftlich optimalen Allokation von Ressourcen. Eine wichtige Voraussetzung für das Funktionieren der Großhandelsmärkte ist eine hohe Liquidität, also ein ausreichendes Handelsvolumina auf Angebots- und Nachfrageseite. Eine Vorreiterrolle in diesem Bereich hat die skandinavische Strombörse Nordpool übernommen, die durch die frühe Liberalisierung des Strommarktes in Skan­dinavien bereits im Jahr 1993 als erste Strombörse in Europa entstanden ist. Heute besitzen alle europäischen Länder nationale Strombörsen.

Die Elektrizitäts-Großhandelsmärkte sind nach Abb. 3.2 in unterschiedliche Märkte unterteilt. Die verschiedenen Märkte unterscheiden sich hauptsächlich nach der zeitlichen Auslieferung der bestellten Strommenge. Die zwei Oberkategorien bilden der außerbörs­liche, oder auch Over the Counter (OTC) Handel, und der börsliche Stromhandel. Im außerbörslichen OTC-Handel besteht die Möglichkeit des bilateralen Handels zwischen einem Verkäufer und einem Käufer. Im Gegensatz dazu werden beim Börsenhandel Angebot und Nachfrage vieler Handelsteilnehmer an einer Börse zusammengeführt. Beide Handelsformen wiederum sind nochmals untergliedert in die Terminmärkte und die sogenannten Spotmärkte, Day-Ahead Markt und Intraday-Markt. Die Terminmärkte dienen dabei für den Abschluss von langfristigen Verträgen zur Strombeschaffung und -erzeugung, wohingegen an den Spotmärkten die Strombeschaffung bis maximal für den Folgetag gehandelt wird. Dabei steht am Spotmarkt die physische Erfüllung und am Terminmarkt die finanzielle Erfüllung im Vordergrund [BNe12a, S. 94].

Außerbörslich (OTC-Märkte)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3.2: Formen und Märkte des Elektrizitäts-Großhandels.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Handelsvolumen in % des gesamten nationalen Stromverbrauchs

Abb. 3.3: Anteile des Stomhandelsvolumen an verschiedenen Strombörsen Datenquelle: [EK12a].

In der Vergangenheit waren der Handel von Strom an der Börse und die Nutzung von grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten zwei gänzlich voneinander getrennte Aktivitäten. Die nationalen Strommärkte wurden separat voneinander betrieben ohne Berücksichtigung grenzüberschreitender Übertragungskapazitäten und Handelsmöglich­keiten. Ein grenzüberschreitender Stromhandel ist in diesem Fall nur durch sogenannte explizite Stromauktionen möglich. Dabei kauft oder bietet ein Stromhändler an der Strombörse seine Strommenge und muss gleichzeitig an einem weiteren Markt die dafür notwendigen Übertragungskapazitäten für seine Stromlieferung am Folgetag erwerben. Diese Vorgehensweise kann zu deutlichen Ineffizienzen führen. Zum Beispiel kann es vorkommen, dass im Falle von Engpässen auf den grenzüberschreitenden Leitungen nicht ausreichend Übertragungskapazität erworben werden kann oder dass Kapazitäten für die falsche Richtung erworben werden, die aufgrund eines niedrigeren Strompreises im Zielland letztlich wertlos werden[BNe11, S. 32].

Der noch momentan stattfindende Transformationsprozess hin zu einer vollständigen Marktkopplung der europäischen Strombörsen verhindert die genannten Ineffizien­zen. Dies geschieht durch den Erwerb (oder Allokation) von Erzeugungskapazität und Transportkapazität in einer Handelstransaktion, in den sogenannten impliziten Stromauktionen. Bei impliziten Stromauktionen werden grenzüberschreitende Über­tragungskapazitäten bereits bei der Preisbildung für den Folgetag an der Börse mit berücksichtigt und bei Gebotsabgabe für die jeweilige Strommenge gesichert. Implizite Auktionen gewährleisten immer, dass die gehandelte Strommenge von den Überschuss­gebieten (Niedrigpreisgebiete) zu den Defizitgebieten (Hochpreisgebiete) fließt. Solange an der betroffenen Grenzkuppelstelle kein Engpass entsteht, führt diese Kopplung zu einem Stromausgleich bis zur absoluten Preisgleichheit in den Marktgebieten. Damit wird das Ziel einer kostenoptimalen Allokation beziehungsweise Ausnutzung der vor­handenen Übertragungskapazitäten erreicht. Im funktionierenden Betrieb kommt es nur beim Auftreten eines Engpasses zu Preisdifferenzen zwischen den benachbarten Marktgebieten.

Ein sehr eng verwandtes Verfahren zur Strommarktkopplung ist das sogenannte Markt­splitting. Es basiert wie das Marktkopplungsverfahren ebenfalls auf impliziten Stromauk­tionen und führt zu einer vergleichbaren oder noch effizienteren Nutzung der Übertra­gungskapazitäten zwischen mehreren Marktgebieten. Dieses Verfahren geht zunächst von einem gemeinsamen Markt aus und teilt diesen in mehrere Gebiete auf. Ein Preis­unterschied zwischen den einzelnen Marktgebiete tritt nur auf, wenn die betreffende Grenzkuppelstelle ausgelastet ist. Der wesentliche Unterschied zur Marktkopplung ist, dass das Marktsplitting in einem gemeinsamen Auktionshaus zentral organisiert ist, in dem alle Informationen zur Verfügung stehen [O+08, S. 42]. Bei der Marktkopplung besteht die Herausforderung darin, die ursprünglich unterschiedlich konzipierten Märkte in einem gemeinsamen virtuellen Markt zusammenzuführen.

Die Verantwortung, die Marktkopplung auf europäischer Ebene vollständig bis zum Jahr 2014 zu implementieren, trägt die europäische Energieregulierungsagentur ACER. Die Projektleitung wurde der Bundesnetzagentur bis 2014 übertragen [BNe11, S. 75]. Die bisher erreichten historischen Meilensteine in Richtung gekoppelter Strommärkte in der Nordseeregion und der aktuelle Stand sind im Folgenden kurz zusammengefasst. Die betroffenen Länder sind in Abb. 3.4 dargestellt.

Als Erste in Europa führten die skandinavischen Länder NO, SE ,FI, DE bereits im Jahr 2000 eine Kopplung der Märkte nach dem Prinzip des Marktsplittings ein. Erst sechs Jahre später folgte die Preiskopplung zwischen NL, BE, FR, das sogenannte Trilateral Market Coupling (TLC). Im Jahre 2009 wurde Deutschland über eine vorrübergehende Kopplung des Handelsvolumens (ITVC) mit Dänemark und damit mit dem gesamten skandinavischen Marktgebiet verknüpft. Ende des darauffolgenden Jahres startete die

Preiskopplung in der zentralwesteuropäischen Region, welche im gleichen Jahr mit dem deutschen und dem skandinavischen Day-Ahead Markt gekoppelt wurde. In 2011 wurden die Märkte von Norwegen und Großbritannien über die bestehenden HGÜ Verbindungen NorNed und BridNed, mit dem niederländischen Strommarkt gekoppelt. Aktuell laufen die Vorbereitungen und Testläufe der Koppelungsalgorithmen für weitere Projekte und Initiativen zur Vollendung eines gesamteuropäischen Strommarktes bis Ende 2014 [BNe12b, S. 29]. Dabei ist vor allem die Initiative Price Coupling of Regions zu nennen, in der sieben europäische Strombörsen der nordwesteuropäischen Region für die bereits teilgekoppelten Märkte eine gemeinsame Preiskopplung für die Allokation des grenzüberschreitenden Handels einführen wollen.

Erst kürzlich hat die Europäische Kommission ihre Vorstellung bekräftigt, dass bis Ende 2015 zumindest im Stromhandel echter Binnenmarkt herrschen soll. Eine Kommission hat ermittelt, dass eine bessere Vernetzung der Börsen und die Abstimmung des Strom­handels rund 4 Milliarden Euro im Jahr einsparen würden. Dass die europäische Börse noch nicht Gegenwart ist, liegt vor allem an technischen Schwierigkeiten. Zum Beispiel müssen die Algorithmen zur Allokation der Kapazitäten angeglichen werden und der Handel synchronisiert werden [Kaf13].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3.4: Entwicklung der Strommarktkopplung in Europa [Pin12, S. 32

3.4 Strompreisbildung und der Merit-Order-Effekt

Bei der Strompreisbildung an den im vorherigen Abschnitt 3.3 vorgestellten europäischen Spotmärkten kommen zwei Auktionstypen zur Anwendung: Die Einheitspreisauktion und die Pay-as-Bid Auktion. Außer in Großbritannien an der APX Power UK wird der Preis an allen anderen Day-Ahead Strommärkten durch das Einheitspreisauktionverfahren gebildet. Der Strompreis und die gehandelte Menge der Stromlieferungen während des Day-Ahead Handels ergeben sich dabei durch den Schnittpunkt der Angebots- und Nachfragekurve für jede Stunde des folgenden Tages. Dies ist schematisch in Abb. 3.5 veranschaulicht. Angebots- und Nachfragekurve bilden sich am Vortag auf Grundlage von Last- und Erzeugungsprognosen für den Folgetag.

Die Nachfragekurve jeder Stunde wird durch die absteigend sortierten Gebote der nachfragenden Stromhändler erstellt. Der Verlauf der Nachfragekurve wird maßgeblich durch die Lastvorhersagen des Folgetages geprägt. Durch die noch geringe Flexibilität in den europäischen Stromversorgungssystemen verläuft diese sehr steil. In diesem Zusam­menhang kann auch von geringer Preiselastizität gesprochen werden. Eine schematische Nachfragekurven ist in Abb. 3.5 dargestellt.

Die Angebotskurve wird durch die aufsteigend sortierten Gebote der anbietenden Stromhändler festgelegt. Ihr Verlauf wird vor allem durch die Kostenstruktur der angebotenen Kraftwerksblöcke beeinflusst. Die Kosten für den Kraftwerksbetreiber bestehen aus Fixkosten und variablen Kosten. Für den kurzzeitigen wirtschaftlichen Einsatz sind nur die variablen bzw. arbeitsabhängigen Betriebskosten, die sogenannten Grenzkosten, relevant. Die nach den Grenzkosten sortierte Angebotsfunktion ist die Merit-Order, die ebenfalls in Abb. 3.5 schematisch dargestellt ist.

Beim Einheitspreisauktionverfahren werden alle links von dem preissetzenden Kraftwerk mit einem einheitlichen Preis, dem zu jeder Stunde ermittelten Markträumungspreis, erlöst. In der Pay-as-bid Auktion bestimmt sich die gehandelte Menge wie in der Einheitspreisauktion durch den Schnittpunkt der Merit-Order und der Nachfragefunktion. Die Anbieter erhalten jedoch für jede Einheit, die sie absetzen, den Preis, zu dem sie diese Einheit angeboten haben. Für weitere Informationen zu Preisbildungsmechanismen und deren Vor- und Nachteile wird auf [O+08] verwiesen.

Unter dem Merit-Order-Effekt wird ein kurzfristiger Preissenkungseffekt verstanden, der durch die Verdrängung teuer produzierender Kraftwerke durch ein Kraftwerk mit geringeren Grenzkosten zu Stande kommt. Die Fördermechanismen für erneuerbare Energien bewirken eine vorrangige Marktintegration der erneuerbaren Energien, welche dadurch hauptverantwortlich für die Verdrängung von teuer produzierenden Kraftwerken sind. Wie im weiteren Verlauf der Arbeit gezeigt, korreliert der Stromhandelspreis positiv mit der Erzeugungsleistung des konventionellen Kraftwerksparks. Die geforderte Erzeugungsleistung der konventionellen Kraftwerke zur Deckung der Netzlast in einem

Land ist die Residuallast, die sich nach Gleichung 3.1 ergibt. Die Residuallast ist die Netzlast L des nationalen Stromverbrauchs abzüglich der Einspeisung aus erneuerbaren Energieträgern PPrea aufaddiert mit dem Stromexportsaldo.

Eine erhöhte prognostizierte Einspeisung aus erneuerbaren Energien führt daher zu einer verminderten Residuallast und in Folge dessen auch zu einem verringertem Markträu­mungspreis. Dieser preissenkende Merit-Order-Effekt ist in Abb. 3.6 veranschaulicht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3.5: Schematische Darstellung der Strom- Abb. 3.6: Schematische Darstellung des Merit- preisbildung beim Einheitspreisauk- Order-Effekts.

tionverfahren an den Day-Ahead Märkten.

Die genannten Preisbildungsmechanismen an den Strombörsen führen aus einer volkswirt­schaftlichen Perspektive zumindest theoretisch zu einer kostenminimalen Einsatzplanung der zur Verfügung stehenden Kraftwerke für die Deckung der nationalen Netzlast. Den­noch ist es wichtig zu beachten, dass der preissenkende Merit-Order-Effekt nicht im gleichen Maße zu Kosteneinsparungen in der Stromerzeugung führt, da Investitionskosten für die Stromerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien darin nicht berücksichtigt werden. Wie bereits erwähnt handelt es sich um kurzfristige Preiseffekte. Bei einer ver­stärkten Nutzung der erneuerbaren Energien passt sich die Struktur des konventionellen Kraftwerksparks an. Somit ergibt sich ein neuer Verlauf der Merit-Order [RH10].

Ein weiterer Einfluss auf den sich einstellenden Strompreis an den nationalen Strom­börsen ergibt sich durch Strompreisdifferenzen zu benachbarten Marktgebieten und die Möglichkeit von grenzüberschreitenden Stromhandelstransaktionen, welche die zu de­ckende Residuallast (Gleichung 3.1) senken oder erhöhen. Wie in Abschnitt 3.3 erläutert, kommen dabei explizite wie auch implizite Transaktionsverfahren zur Anwendung. Dabei kann in beiden Verfahren allerdings nicht, wie innerhalb der Landesgrenzen, beliebig viel Leistung gehandelt werden. Sondern in beiden Fällen ist die maximal handelbare Leistung wegen der endlichen Übertragungskapazität des Interkonnektors begrenzt. Wie sich diese maximal handelbare Übertragungskapazität zusammensetzt und was bei der

Verwendung der Begrifflichkeiten beachtet werden muss, wird im nächsten Abschnitt erläutert.

3.5 Physikalische Flüsse und handelbare Übertragungskapazitäten

Wenn von Übertragungskapazitäten gesprochen wird, ist es wichtig zwischen physikali­schen und handelbaren Übertragungskapazitäten zu unterscheiden. Dieser Unterschied und weitere im Zusammenhang stehende Begrifflichkeiten werden in diesem Abschnitt erläutert und eingeführt.

Das Maß für die maximale dauerhafte physikalische Übertragungskapazität zwischen zwei benachbarten Netzregionen stellen die Grenzkuppelübertragungskapazitäten, oder auch Total Transfer Capacities (TTC) genannt, dar. Die TTC sind durch physikalische Gegebenheiten definiert und werden in Europa von den nationalen Übertragungsnetzbe­treibern und der ENTSO-E in detaillierten Netzmodellen für verschiedene Zeiträume berechnet. Bei der Berechnung der TTC wird bereits das wichtigste Sicherheitskriterium, das sogenannte (n-1)-Kriterium, berücksichtigt. Dieses besagt in der Netzplanung, dass in einem Netz bei prognostizierten maximalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben, die Netzsicherheit auch dann gewährleistet bleibt, wenn ein Betriebsmittel, etwa ein Transformator oder ein Stromkreis ausfällt oder abgeschaltet wird. Das heißt, bei voll­ständiger Auslastung der TTC kommt es gerade nicht zu unzulässigen Unterbrechungen in der Stromversorgung oder einer Ausweitung der Störung [EE01, S. 4 ff]. Fällt im schlimmsten Fall bei voll ausgelasteter TTC ein Betriebsmittel aus und würde zusätzlich eine kleine unvorhergesehene Störung auftreten, könnte dies dazu führen, dass das elektrische System an die Grenzen seiner Sicherheitsregeln stößt und thermische Gren­zen, Spannungsgrenzen oder Stabilitätsgrenzen überschreitet. Solche unvorhersehbaren Unsicherheiten sind zum Beispiel Kraftwerksausfälle oder Fehler in den Prognosen für die Netzlast und erneuerbare Stromeinspeisung. Um dies zu verhindern wird von der TTC eine Sicherheitsmarge, die Transmission Reliability Margin(TRM), abgezogen und erhält dadurch die maximale handelbare Übertragungskapazität, auch Net Transfer Capacity (NTC=TTC-TRM) genannt.

Der NTC-Wert ist damit das Maß für die maximal handelbaren Übertragungskapa­zitäten zwischen zwei Regionen unter Berücksichtigung der Sicherheitsstandards und der Unsicherheiten bei verschiedenen Netzzuständen. Da die Unsicherheiten (TRM) unter anderem abhängig von Wetterprognosen wie zum Beispiel Wind und Temperatur sind, sind auch die NTC zeitlich variable Größen. Sie werden in stündlicher Auflösung berechnet und veröffentlicht. Die NTC-Werte sind daher nicht mit den statischen physi­kalischen Kapazitäten einer Leitung oder eines Kabels zu verwechseln. Weiterhin gilt zu berücksichtigen, dass die gehandelten Kapazitäten, die sogenannten Cross Border

Schedules (CBS), nicht den tatsächlichen physikalischen Lastflüssen der Grenzkuppel­stellen entsprechen. Die physikalischen Lastflüsse entstehen durch rein physikalische Gesetzmäßigkeiten, den Kirchhoffschen Regeln, was dazu führt, dass der Strom stets dem geringsten Widerstand in einem Verbundnetz folgt. In den physikalischen Lastflüssen

sind auch Stromflüsse enthalten, die durch komplexere Netzzustände und Ringflüsse entstehen. Schematisch ist dies in Abb. 3.8 veranschaulicht.

Die Übertragungsnetzbetreiber übermitteln die NTC Werte für jede Stunde des Folge­tages an die Strombörsen, bevor der eigentliche Day-Ahead Stromhandel beginnt. Die gehandelte Kapazität ist die Already Allocated Capacity (AAC), die bei internationalen Handelsgeschäften auch Cross Border Schedule (CBS) genannt wird. Die noch verblei­benden freien Kapazitäten sind die Available Transfer Capacity (ATC). Eine grafische Darstellung dieser Zusammenhänge ist in Abb. 3.7 gegeben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3.8: Unterschied zwischen physikalischen Flüssen und gehandelten grenzüber­schreitenden Fahrplänen (CBS).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3.7: Schematische Darstellung der Zu­sammenhänge zwischen den Begriff- lichkeiten der verschiedenen Über- tragunskapazitäten.

[...]

---

^[1] http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/statistics/search_database

^[2] http://www.naturalearthdata.com/downloads/