Auswirkungen der erhöhten Einspeisung von erneuerbaren...
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Auswirkungen der erhöhten Einspeisung von erneuerbaren Energien auf den deutschen und europäischen Regelenergiemarkt
Berlin, 23. Februar 2011
Dr. Götz Lincke, Alpiq Trading AG
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Agenda
1. Einleitung: Auswirkungen des deutschen erneuerbaren
Energie-Ausbau auf die EU-Energiemärkte
2. Welcher Bedarf an Regelleistung wird zukünftig erwartet?
3. Alle reden darüber - Die Einbindung von erneuerbaren
Energie (EE) in den Regelenergiemarkt
4. Welchen Beitrag könnten Schweizer Pumpspeicherkraftwerke
leisten?
5. Ausblick
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Der deutsche EE-Ausbau hat grenzüberschreitende Auswirkungen - auch auf Alpiq…
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Alpiq und der deutsche EE-Ausbau
RES: Renewable Energy Source
Der EE-Ausbau in Deutschland und in anderen EU Ländern betrifft Alpiq, da er sich massiv auf Investitionsentscheidung auswirkt er sich auf das Handelsverhalten und den Kraftwerkseinsatz auswirkt
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Deutscher EE-Ausbau hat massive Auswirkungen auf viele EU (Regel-) Energiemärkte
Bei hohen Windaufkommen in Nord-DE fährt CH den Nettoaustausch, in Abhängigkeit der Speichervolumen, nach.
Dadurch kommt es zu niedrigen Betriebsspannungen (z.B. in Süd-DE und CH).
Durch zukünftigen erhöhten DE-Windausbau und dem geplanten CH Kraftwerksausbau wird bis 2020(+/-4000MW) dieses Muster des CH-Austausches noch ausgeprägter.
Als Folge muss das Netz in der CH auch entsprechend ausgebaut werden.
Ähnliche Erfahrungen werden in anderen Nachbarländern gemacht.
Beispiel*
* Quelle: Alpiq interne Analyse/Swissgrid
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Der zukünftige Regelenergiebedarf wird von vielen Unsicherheitsfaktoren beeinflusst…
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Ausbauszenarien
Target 1: Total RES
portion
Tot. market size (in TWh/a)
Extra energy
Target 2: Efficiency
Country 2005 2010 2020 2010 2020
Germany 10% 17% 39% 604 594
Italy 16% 19% 26% 357 375
UK 5% 9% 30% 369 377
France 14% 16% 27% 533 546
Spain 8% 14% 23% 291 375
Sweden 54% 57% 62% 152 155
EE-Ausbau in Deutschland und den angrenzenden Ländern wird sich u.a. massiv auf den Regelenergiebedarf in Europa auswirken, ist aber abhängig von vielen Faktoren, wie z.B. den zukünftigen Ausbauszenarien.
* Quelle: Alpiq interne Analyse
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Juli-Okt. 2010
MW
Solar Produktion
Solar Prognosefehler
Die Prognose(un-)genauigkeit – der Glaskugeleffekt
* Quelle: Alpiq interne Analyse
Wind: Maximale Abweichung in 2010 von rund +/- 7000 MW Solar: Maximale Abweichung von rund +3000/ -4500 MW (Juli – Okt. 2010) Somit wirkt sich die Prognosegenauigkeit massiv auf den zukünftigen
Regelenergiebedarf aus und beeinflusst damit auch den Bedarf an Flexibilität und erweitertem Netzausbau
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MW
Wind Forecast
WindIST
Wind Forecast Error
Day-ahead Prognosefehler der TSO in DE (Windproduktion /2010)*
Day-ahead Prognosefehler der TSO in DE (Solarproduktion /2010)*
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Abschätzung des gesamten (Sekundär- & Tertiär-) Reservebedarfs ist schwierig…
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AT BE CH DE FR NL GB
2010 2020_Basis 2020_Low 2020_HighMW
Total control reserve (SCR+TCR)
Deficit probability: 0.1%3 Szenarien*
• Basis:
EU-Ziele für EE 2020
werden (knapp) erreicht
• Low:
Ziele 2020
um 20% verfehlt
• High:
Ziele 2020
um 20% übertroffen
Lastentwicklung (d.h. Lastprognosefehler) ist Haupttreiber des Bedarfsanstiegs Mit der Verbesserung der Prognose (techn./admin.) für die EE sinkt der Regelbedarf bis
2050. Ohne Verbesserung steigt er um einen Faktor 3. In Ländern mit starkem Windanteil (DE, GB, FR, NL) ist mit zusätzlichem Anstieg an
Regelenergie zu rechnen PV-Einfluss in DE in dieser Analyse (Datenbasis Anfang 2010) noch unterschätzt
* Quelle: Consentec; Fraunhofer IWES (2010): Mögliche Entwicklung Regelleistung in D; Interne Analyse
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Hou
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spot
price
in E
UR/M
Wh
Nuclear Lignite Coal Wind Solar Gas Oil Price (rhs)
Weitere Einflussfaktoren auf den Regelenergie-bedarf:
Transparenz Rolle der TSOs Negative Preise
Unzureichende Transparenz!
Zeitverzug zwischen Erstellung u. Ver-öffentlichung DA-Daten
Hintergrundinformation zu Daten fehlen häufig
Unbekannt z.B., in welchem Umfang Werte zur Netzeinspeisung od. zur vertikalen Netzlast jeweils Anteile von Wind-od. KWK enthalten
TSOs sind keine Händler!
Heute sind TSO wesentliche Händler durch EE-Vermarktungszwang
Bilaterale Vereinbarungen zwischen TSOs & KWB (AusglMechAV)
Preise setzen Signale!
Positive/negative Preise setzen Investitions-entscheide (z.B. für Speicherausbau)
* Quelle: Interne Analyse
Strompreise in Deutschland(Dez.2010 - Jan.2011)*
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Änderung der EEG-Förderung und Einbindung von EE-Mengen in den Regelenergiemarkt
Alle reden darüber…
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Quo vadis EEG-Förderung? – Änderungen sind notwendig
Verbesserte EE-Vermarktung auf Basis der FEV*
Optionale Instrumente neben FEV* (Bsp. Markt-prämienmodell)
Abkehr von der FEV* für Neuanlagen
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1 2
Bewertung Kann nur für eine
Interimsphase (1-2 Jahre) gelten, da sie nicht mehr den Marktgegebenheiten entspricht
Bewertung Sollte langfristig EU-
weit erfolgen
?
Bewertung Ist eine pragmatische
(Übergangs-?) Lösung zur marktbasierten EEG-Förderung – der Schritt in die richtige Richtung
*FEV: Feste Einspeisevergütung
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Eine Einbindung von Regelenergie durch EE-Anlagen ist kurzfristig möglich
Flexibilität der EE-Einspeisung
Regelenergiemarkt Intradaymarkt
ÜNB BKV
Soweit Präqualifikation
möglich
Alle EE-Anlagen in Direktvermarktung
(ggf. via Marktprämie oder Quote)
Direktvermarktung für
alle EE-Technologien
stärken
Attraktivität des
Intradaymarkts steigern
(z.B. Viertelstundenprodukte,
späte Gate Closure)
Teilnahme zur
Regelenergie-
beschaffung
zulassen
Ggf. Reduktion
Reservehöhe
Alle Nachfrager
nach Flexibilität
profitieren
Feste Einspeise-
vergütungDirektvermarktung
Quelle: Consentec
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Flexibilität – wesentliche Säule für EE-Ausbau –dies kann die CH bereitstellen.
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Weiterer EE Ausbau: Welchen Beitrag können Schweizer Pumpspeicher leisten?
* Bild: Swissgrid
Eine Einbindung von Pumpspeichern ist energiewirtschaftlich
sinnvoll und kommt insbes. auch dem Regelenergiemarkt zu Gute.
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Beispiel (1): Produktion und Verbrauch in Deutschland im Frühjahr 2020
• Wenig Wind-produktion, viel Solarproduktion in DE.
• Deutschland importiert im Offpeak
• CH exportiert von 6-12 Uhr nach DE (Vermeidung von „Energy Not Served“ in DE).
• Ab 12 Uhr hat DE jedoch einen Produktionsüberschuss durch viel Solarenergie, CH importiert (Vermeidung von Dump Power in DE).
• Ab 18 Uhr exportiert CH wieder wenn Solarenergie in DE nachlässt.
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DEGASOIL
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DENUCLEAR
GERMANY ToSWITZERLAND
*GERMANY SWITZER
LOAD
* Quelle: Interne Analyse
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Beispiel (2): Produktion und Verbrauch in Deutschland im Winter 2020
• DE exportiert im
Offpeak in die CH
(Abnahme des
Energieüber-
schusses in DE
durch CH).
• CH exportiert
während der
Mittags- und
Abendspitze nach
DE (Vermeidung
von „Energy not
Served“ in DE). -10'000
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DEBRNCOAL
DENUCLEAR
GERMANY ToSWITZERLAND
*GERMANY SWITZER
LOAD
* Quelle: Interne Analyse
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Grenzen des Windausbaus
• Im Offpeak 1 gibt es mehr
Wind als vorhergesehen.
Die konventionellen
Kraftwerke (Nuklear,
Braun- und Steinkohle)
können in der kurzen Frist
ihre Produktion nicht
reduzieren.
• Die Schweizer
Pumpspeicherkraftwerke
können in dieser Situation
einen Teil der
überschüssigen Produktion
übernehmen und zur
Netzstabilität beitragen.
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DEGASOIL
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DEBRNCOAL
DENUCLEAR
LOAD
* Quelle: Interne Analyse
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(Weiterer) Netzausbau vorgenommen werden, um u.a. Flexibilität bereitzustellenderzeitige Engpasssituation zu erleichtern
Anpassung EU-weiter Marktregel (z.B.
Transparenz) und Produktanpassung (z.B. Regelenergie) notwendig
Eine Einbindung von Pumpspeichern ist energiewirtschaftlich sinnvoll, dafür muss…
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Vermeidung der Marktaufsplittung
(„Preiszonen“), da sonst der EU-Integrationsprozess und der optimale Pumpspeichereinsatz v.a. im Kurzfristbereich gefährdet wird
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Ausblick:Reformierung des EEG muss mit
transparenten und
marktbasierten Regeln erfolgen
EE-Einbindung in den
Regelenergiemarkt notwendig
Pumpspeicherkraftwerke können
einen wesentlichen Beitrag zum
weiteren EE-Ausbau liefern
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Switzerland- General Information: Feed-in tariffs
Feed-in tariffs (FiT) (247 mio. CHF/ annum; viz. 184 mio. EUR/ annum)
FiT is based on reference technologies (hydro < 10 MW, photovoltaic, wind, geothermal, biomass, biomass wastes) and their performance categories respectively.
Compensation duration: 20-25 years (depending on the technology)
FiT constant for registered installations, digression of FiT for new installations (parallel to technology maturity)
Surcharge for customers in 2010: 0.45 CHF (0,34 EUR); according to law, max. surcharge of 0.60 CHF (0,45 EUR) (the latter has not been charged yet)
No tradable “green certificates” for power profiting form FiT
Mehrkostenfinanzierung (MKF) (not applicable for new installations)
Guaranteed buying prices of 15 Rp./kWh
Swissgrid is responsible for issuing “proof of origin” for “green power”
Support scheme
Country specific information
Exch. rate: 1CHF=0.74451€ (15/11/10)