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Methoden zur Strommarktkopplung in Europa

„Net-Transfer-Capacities-“ und „Flow-Based-Verfahren“ zur Allokation von grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten

Seminararbeit 2015 31 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis ...1

Abkürzungsverzeichnis ...3

Abstract ...4

1 Einführung ...5
1.1 Gründe für die europäische Strommarktkopplung ...5
1.2 Marktkopplung ...5
1.3 Wohlfahrtsimplikationen der Marktkopplung ...5
1.4 Auktionsmechanismen ...6
1.5 Aufbau des Internal Electricity Market ...7

2 Price Coupling of Regions ...8
2.1 Meilensteine des Price Coupling of Regions in Europa ...8
2.3 Marktkopplung und -integration mit EUPHEMIA ...10
2.2 Voraussetzungen für das Price Coupling of Regions ...10
2.3 Optimierungsschema EUPHEMIA ...11
2.3.1 Price Determination Sub-Problem ...11
2.3.2 PUN Search Sub-Problem ...11
2.3.4 Volume Indeterminacy Sub-Problem ...11
2.4 Modellierungsmöglichkeiten in EUPHEMIA ...12

3 Strommarktkopplung durch Net-Transfer Capacities ...13
3.1 Größen zur Berechnung der Kontraktvolumina ...13
3.1.1 Definitionen ...13
3.1.2 Berechnung bilateraler Kontraktvolumina durch ATC ...13
3.1.3 Größen zur Berechnung der Transfervolumina: ...14
3.1.4 Berechnung der Übertragungskapazitäten ...15
3.2 Sicherheitsmechanismen bei NTC/ATC ...15

4 „Flow-Based“ Market Coupling ...16
4.1 Kapazitätsberechnung ...16
4.2 Kapazitätsallokation ...19
4.3 Hybrid Coupling ...20
4.4 Sicherheitsmechanismen Flow-Based Market Coupling ...21

5 Wohlfahrtsvergleich und Architekturunterschiede ...21
5.1 Preiskonvergenz ...21
5.2 Wohlfahrtsvergleich ...22

6 Fazit ...23

Quellenverzeichnis und weiterführende Literatur ...25

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis ...28

Anhang ...29

Abstract

Für die Liberalisierung und Vereinheitlichung des europäischen Strommarktes wird eine Netzmodellierung benötigt, die den volkswirtschaftlichen Nutzen der bestehenden grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten maximiert. Da die verfügbaren transnationalen Übertragungskapazitäten regelmäßig nicht ausreichen, um vollständige Marktkopplung zu erreichen, werden verschiedene Algorithmen zur Berechnung der wohlfahrtsoptimalen Strompreise und Kapazitätsallokationen verwendet.

Die Algorithmen zur Allokation und Preissetzung auf integrierten Strommärkten mit höheren grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten mussten für genauere Vorhersagen der Lastflüsse weiterentwickelt werden. Dazu werden im Folgenden die Architekturen zum Engpassmanagement basierend auf Net-Transfer-Capacities und Flow-Based Allokationen studiert und ihre volkswirtschaftlichen Wohlfahrtsresultate analysiert. Der Fokus der Untersuchung liegt geografisch in der Region Zentralwesteuropa. Zeitlich ist der Day-Ahead Stromhandel auf Spotmärkten der Schwerpunkt dieser Betrachtung.

Die empirische Untersuchung der Modellierungsergebnisse erfolgt durch die Auswertung von veröffentlichten Datensätzen der Übertragungsnetzbetreiber, Strombörsen und Energiebehörden. Aus Projektberichten und wissenschaftlichen Arbeiten ergeben sich zahlreiche Quellen, die der qualitativen Analyse dienlich sind.

1 Einführung

Die Integration der europäischen Strommärkte ist ein erklärtes politisches Ziel. Für eine vollständige Marktkopplung und einen gesamteuropäischen Strompreis sind häufig zu wenig grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten (CBTC) verfügbar. Ein gutes Engpassmanagement ist entscheidend. Dann sind verfügbaren CBTC unter Berücksichtigung von Sicherheitsanforderungen und der Beibehaltung der Netzstabilität so eingesetzt, dass sie den volkswirtschaftlichen Nutzen maximieren.

1.1 Gründe für die europäische Strommarktkopplung

Es gibt vielfältige Motivationen für einen europäischen Strommarkt. Zur Stärkung des Wettbewerbes und zur Vorbeugung von monopolistischen Strukturen ist es aus volkswirtschaftlicher Perspektive sinnvoll, die Liberalisierung von Strommärkten zu forcieren. Im Idealfall existiert ein Marktpreis auf dem gesamten Strommarkt.

Die Angleichung von Marktpreisen erhöht die Wohlfahrt. Durch den Ausgleich von Produktions- und Lastspitzen der Teilmärkte über Grenzkuppelstellen wird die Marktliquidität erhöht. Dadurch kann Marktstabilität gewonnen und Preiskonvergenz erzeugt werden. Um diese Vorteile eines gesamteuropäischen Strommarktes nutzen zu können, wird eine vereinheitlichte Marktmodellierung zur Preisbestimmung und Allokation der Übertragungskapazitäten benötigt.

1.2 Marktkopplung

Das Herz der Marktkopplung1 (PCR) ist der PCR-Algorithmus. Für die Berechnung der Auktionen übermitteln die Übertragungsnetzbetreiber ihre verfügbaren Übertragungskapazitäten. Die Strombörsen übergeben die Orderbücher dem PCR-Algorithmus. Nach der Berechnung werden die optimalen Preise und Allokationsergebnisse den Strombörsen und TSO mitgeteilt (siehe Abb. 1).

Abbildung 1 Schema zum PCR

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

1.3 Wohlfahrtsimplikationen der Marktkopplung

Üblicherweise herrschen auf mehreren isolierten Strommärkten aufgrund verschiedener Angebots- und Nachfragesituationen unterschiedliche Preise (siehe Abb. 2). In Teilmarkt 1 mit dem höheren Preis ist der Strom relativ knapp im Vergleich zum Teilmarkt 2 mit einem niedrigeren Marktpreis.

Durch den Austausch von Strommengen, also die Bereitstellung von marktverbindenden Übertragungskapazitäten, wird Preiskonvergenz erzeugt (siehe Abb. 3).

In dem Beispiel führt die Marktkopplung dazu, dass die Anbieter auf dem Niedrigpreismarkt einen Teil ihres Angebots in den Teilmarkt mit dem höheren Marktpreis exportieren. Im Ergebnis verringert sich die Preisdifferenz. Stünden unbegrenzte Übertragungskapazitäten zur Verfügung, würde sich ein Preis für beide Teilmärkte bilden.

Abbildung 2 Preisdifferenz isolierter Teilmärkte

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

Mit der Angleichung der Preise steigt auf beiden Märkten die gehandelte Strommenge bei unveränderten Angebots- und Nachfragekurven. In der Folge wächst in beiden Teilmärkten die Gesamtwohlfahrt. Sie setzt sich wie folgt zusammen: Rgesamt = RKonsumenten + REnpasserlöse

mit der Konsumentenrente: RKonsumentenund der Produzentenrente:

Abbildung 3 Preiskonvergenz durch Marktkopplung

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

Für die Berechnung des Engpasserlöses für (teil-)gekoppelte Märkte gilt: [Für die Formeln bitte die PDF-Vorschau beachten, erreichbar durch einen Klick auf das Cover)]

1.4 Auktionsmechanismen

Es existieren für Strommarktauktionen je nach Zeithorizont oder Marktdesign verschiedene Auktionsmechanismen. Gegenstand dieser Untersuchung sind im Besonderen die Auktionsmodelle von Day-Ahead Auktionen.

Durch Day-Ahead Auktionen wird auf Spotmärkten die Konzentration von Anbietern und Nachfragern zur Preisbestimmung im Zeithorizont von einem Tag erreicht. Ein Preisindex bildet die Auktionsergebnisse ab und erzeugt dadurch Preistransparenz.

Es wird zwischen expliziten und impliziten Auktionen unterschieden.

Abbildung 4 Schema Explizite Auktion

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

Abbildung 5 Schema Implizite Auktion

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

Bei expliziten Auktionen werden Gebote auf Übertragungskapazitäten und der Einkauf und Verkauf von Strommengen von Händlern direkt bei den Strombörsen (PX) und ÜNB getätigt (siehe Abb. 4). Die Kapazitätsgebote und Gebote auf Stromprodukte werden in der Regel zeitversetzt abgegeben.2 Händler verwenden Preisprognosen. Dies kann dazu führen, dass bei abweichenden Preisen Strommengen von Märkten mit hohem Preis einem Niedrigpreisgebiet zugeführt werden. Außerdem bleiben vorhandene Übertragungskapazitäten teilweise ungenutzt.

Damit die Effizienzpotentiale der impliziten Auktionen genutzt werden können, müssen die Spotmärkte, auf denen die Auktionen stattfinden, ausreichend liquide sein. Für diese Auktionsverfahren wird ein Auction Office benötigt, welches die optimale Allokation von Übertragungskapazitäten vornimmt und zeitgleich die angenommenen Gebotskurven ermittelt (siehe Abb. 5).

Einen hybriden Auktionsmechanismus stellt das Open Market Coupling dar. Hier werden zur „Optimierung des grenzüberschreitenden Stromhandels“ (Hansen, 2011: 19) Day-Ahead Auktionen als implizite Auktionen durchgeführt und langfristige Versteigerungen per expliziter Auktion durchgeführt.

Für den Aufbau des multilateralen Internal Electricity Market werden implizite Auktionen parallel zur lastflussbasierten Allokationsberechnung (FBA) für die effiziente Nutzung der Übertragungskapazitäten durch eingeführt.

1.5 Aufbau des Internal Electricity Market

Der Aufbau des Internal Electricity Market ist momentan bestimmt von den fehlenden CBTC, die für eine vollständige Marktkopplung im Sinne eines Binnenmarktes erforderlich wären. Das derzeitige europäische Modell einer Teilmarktkopplung mit Zonenpreisen ist von anderen Systemen, z.B. mit Local Marginal Pricing oder von Wholesale Märkten, zu unterscheiden.

Die Berechnung von bilateralen Net-Tansfer Capacities (NTC) für die Allokation der CBTC führt dazu, dass im hochvernetzten europäischen Verbundsystem die Lastflüsse in Parallelleitungen (siehe Abbildung 6) durch bilaterale Übertragungen nicht modelliert werden. Es wird nur der Lastfluss in direkter Kontraktrichtung kalkuliert und die physikalischen Stromflüsse entsprechend den Kirchhoff’schen Gesetzen auf Parallelleitern innerhalb der Masche, also auf weiteren Interkonnektoren, nicht berücksichtigt.[3]

Abbildung 6 Grenzüberschreitende Lastflüsse durch 100 MW Übertragung von Deutschland nach Frankreich

[Abb. in dieser Leseprobe nicht enthalten. Durch einen Klick auf das Cover können Sie die PDF-Vorschau einsehen, in der die Abbildungen enthalten sind]

Die Risiken für die Netzstabilität nehmen wegen der Erhöhung der CBTC zu. Deshalb müssen vermehrt Sicherheitsreserven vorgehalten werden, welche die Übertragungsleistungen verringern und die Ineffizienz erhöhen.

In der obigen Abbildung sind die grenzüberschreitenden Übertragungen beispielhaft angegeben, die bei einer Netto-Übertragung von 100 MW von Deutschland nach Frankreich auf den parallelen Leitungen resultieren.

Es ist offensichtlich, dass das Leitungsnetz durch eine lastflussbasierte Modellierung, die Übertragungen auf parallel verlaufenden Leitungen berücksichtigt, genauer modelliert werden kann. In der Folge sinken die benötigten Sicherheitsreserven und es werden mehr Übertragungskapazitäten verwendet.

2 Price Coupling of Regions

2.1 Meilensteine des Price Coupling of Regions in Europa

Mit den politischen Beschlüssen zur Liberalisierung der europäischen Strommärkte Ende der 90er-Jahre wurden die Weichen zu einem gemeinsamen Strommarkt gestellt. Das Price Coupling of Regions in Europa (PCR) soll dafür die notwendige Infrastruktur bereitstellen. Diese Initiative der Strombörsen dient der „transparenten Bestimmung von harmonisierten Day-Ahead-Strompreisen“.4

Zunächst sollten die europäischen Strommärkte zu wenigen Teilmärkten integriert werden. Das Trilateral Market Coupling (TLC) der Niederlande, Belgien und Frankreich besteht seit dem Jahr 2006.5

Weitere Marktkopplungsprojekte, wie das Interim Tight Volume Coupling (ITVC) der CWE Region mit der skandinavischen Strombörse, fanden gemäß den Richtlinien der Europäischen Kommission und den ACER Roadmaps und den ENTSO-E Vorgaben in den folgenden Jahren statt.6 2014 konnte das PCR in NWE gestartet werden, sodass seitdem alle Strommärkte derart vereinheitlicht sind, dass nun regelhaft Kapazität ausgetauscht wird.

Um die Wohlfahrtsresultate zu verbessern, ist 2015 in CWE das Flow-Based Market Coupling (FMC) eingeführt worden. Zuvor wurden Simulationen mit verschiedenen Ausgestaltungen des FMC durchgeführt. Dazu wurde die Performance der Algorithmen in der realen Marktsituation von Januar 2013 bis Februar 2014 verglichen.

[...]


1 Englisch: Price Coupling of Regions.

2 Vgl. Jullien, C.; Pignon, V.; Robin, S.; Staropoli, C. (2011)

3 Vgl. Rious, V.; Dessante, P.: Real gains from flow-based methods for allocating power transmission capacity in Europe, 2009

4 EPEXSPOT.com

5 Vgl. APX, BELPEX, Powernext (2006): Trilateral Market Coupling Algorithm

6 Aktuelle Roadmaps sind unter www.acer.europa.eu/Electricity/Regional_initiatives/Cross_Regional_Roadmaps einzusehen.

Details

Seiten
31
Jahr
2015
ISBN (eBook)
9783668122017
ISBN (Buch)
9783668122024
Dateigröße
2.6 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v310953
Institution / Hochschule
Karlsruher Institut für Technologie (KIT) – Institut für Industriebetriebslehre und Industrielle Produktion
Note
1,7
Schlagworte
Price Coupling of Regions PCR Market Coupling Flow-Based Net Transfer Capacity Available Transfer Capacity Wohlfahrtsvergleich Congestion Rent Marktkopplung Übertragungskapazittät Interkonnektoren Internal Electricity Market

Autor

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Titel: Methoden zur Strommarktkopplung in Europa