14. Symposium Energieinnovation

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Implikationen von NTC, Zonal PricingNodal Pricing, PTDF und ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren

11.02.2016

Martin Strohmaier, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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Inhalt

• Motivation• Engpassmanagement im europäischen Strommarkt

• Zonal Pricing• Nodal Pricing• Day-Ahead Market Coupling

• ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren• Schlussfolgerung

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Motivation

• Engpassmanagement in Zeiten des EE-Ausbaus gewinnt an Bedeutung

• Übertragungskapazitäten bestmöglich ausnutzen

• Bestimmung abhängig von dem Elektrizitätssystem

• Bewertung von Leitungsprojekten

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EngpassmanagementKonzept von Norwegen• Langgestrecktes Elektrizitätssystem• Norwegen frühes „NTC-Konzept“• Täglich bestimmt• Aufteilung Norwegens in Preiszonen

• Preis im Überschussgebiet reduziert• Preis im Defizitgebiet erhöht• Ståtnett bestimmt Übertragungskapazität

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Quelle: Nordel, 1996Quelle: Stigler, 1999

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EngpassmanagementDay-Ahead Market Splitting Nord Pool

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Quelle: Nord Pool Spot, 2016

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• Geografisch abhängige Gebühren• Tarife 2 Monate vor Verrechnung finalisiert• 27 Zonen für Erzeuger, 14 für Verbraucher

• Tarif für Erzeuger:• geografisch abhängige Komponente • Residual Komponente

• Tarif für Verbraucher:• Halbstündlich gemessener Verbrauch• Drei Triad Perioden• Zonenabhängiger Anteil

EngpassmanagementZonal Pricing am Beispiel von Großbritannien

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Quelle: National Grid, 2014

27.677503 £/kW

9.870043 £/kW

-0.834128 £/kW

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EngpassmanagementNodal Pricing• Im PJM-Markt angewendet• Preis je Knoten auf tagesbasis• Ortsbezogene Anreize zur Investition in Kraftwerkskapazitäten sowie

Übertragungsleitungen

• 2000-2013 Kosten Engpassmanagement zw. 1,8%-9,6% des Gesamtumsatzes

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65 132271

453 464750

2092

16031846

2117

719

1424

998

529677

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Mio

. $

Quelle: Monitoring Analytics, 2014

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EngpassmanagementDay-Ahead ATC-Market Coupling• Ohne ATC Einschränkung

• Mit ATC Einschränkung

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Quelle: Belpex, apX Group & Powernext, 2006

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EngpassmanagementDay-Ahead Market Coupling in Europa

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Quelle: swissgrid, 2016

2006: Trilateral Market Coupling

2010: Market CouplingCentral Western Europe (CWE)

2010: Market Couplingvon Spanien undPortugal

2014: Market CouplingNorth Western Europe (NWE)

2014: Anschluss vonSpanien undPortugal

2014: 4M Market Coupling

2015: Market CouplingItalien Borders

Vision des europäischen Strombinnenmarkts

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EngpassmanagementFlussbasiertes Market Coupling

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Quelle: ACER, 2015

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EngpassmanagementFlussbasiertes Market Coupling

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Quelle: ACER, 2015

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ENTSO-E-Leitungsausbauverfahren

• Guidelines for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects

• Bewertung von PCI sowie Projekten des TYNDP• Technische Aspekte• Kosten• Ökologische und soziale Auswirkungen• Versorgungssicherheit• NachhaltigkeitØ Soziale bzw. ökonomische Wohlfahrt

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ENTSO-E-Leitungsausbauverfahrensoziale bzw. ökonomische WohlfahrtErhöhung der GTC hat Einfluss auf die Wohlfahrt

Zwei Methoden um Wohlfahrt zu berechnen:• Generation approach

• Vergleicht Erzeugungskosten

• Surplus approach• Vergleicht Produzenten-,• Konsumenten-,• Engpassrente

• Für mittel- und langfristig

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Quelle: ENTSO-E, 2015

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Schlussfolgerung (1)

• NTC Konzept in langgestreckten Elektrizitätssystemen sinnvoll, jedoch Ringflüsse in vermaschten Systemen

• Für vermaschte Systeme flussbasierter Ansatz evtl. nodal Pricing, jedoch Auswirkungen auf Investitionen in Leitungen fraglich.

• Wohlfahrt in vermaschten Systemen nicht exakt berechenbar

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Schlussfolgerung (2)

• Bau neuer Leitungen essenziell zur Behebung von Engpässen

• Elektrizitätswirtschaft bezüglich Leitungen hohe Langlebigkeit

• Wie soll die Wohlfahrt langfristig für Leitungsprojekte berechnet werden?

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Dipl.-Ing.Martin Strohmaier

Technische Universität GrazInstitut für Elektrizitätswirtschaftund EnergieinnovationInffeldgasse 188010 Graz

Tel.: +43 316 873 7904Fax: +43 316 873 107910

Email: martin.strohmaier@TUGraz.atWeb: www.IEE.TUGraz.at

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