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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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* 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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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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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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32

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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Anteil des Eigenverbrauchs

http://www.google.at/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwiI0YKMndrRAhUFcBoKHZi0AM8QjRwIBw&url=http://www.volker-quaschning.de/artikel/2012-10-52gw/index.php&psig=AFQjCNHDFe-tu1DN-qJttxZuS-KvtK5PSQ&ust=1485328237448406



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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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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?

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