Regelenergiemarkt in Deutschland - Ausgestaltung und Preisanalyse

Im Rahmen dieses Beitrags werden die Charakteristika der neu entstehenden Regelenergiemärkte in Deutschland beschrieben und der Zusammenhang zwischen der Ausgestaltung der Märkte und den zu beobachtenden Preisen analysiert. Ausgehend von einer Darstellung der aktuellen Ausgestaltung der in Deutschland eingeführten Regelenergiemärkte zeigt sich, dass erhebliche Anreize zur strategischen Preisstellung bestehen, die v. a. durch eine Erhöhung der Marktliquidität in Folge eines Poolens der Nachfrage gemindert werden können. Eine genauere Betrachtung der Preisentwicklung und -verteilung der veröffentlichten historischen Tagesmittelwerte der Leistungspreise für positive Minutenreserve zeigt, dass erst mit Anwendung moderner ökonometrischer Methoden eine ausreichende Modellierung der vorliegenden Preisverteilung erreicht werden kann

An Electricity Market Model to Estimate the Marginal Value of Wind in an Adapting System

Abstract-In this paper a stochastic fundamental electricity market model is presented. The model's principle is cost minimization by determining the marginal system costs mainly as a function of available generation and transmission capacities, primary energy prices, plant characteristics and electricity demand. To obtain appropriate estimates of the marginal value of wind in an adapting system notably reduced efficiencies at part load, start-up costs and reserve power requirements are taken into account. The intermittency of wind is covered by a stochastic recombining tree and the system is considered to adapt on increasing wind integration over time by endogenous modeling of investments in thermal power plants. Exemplary results are presented for a German case study

Distribution of costs induced by the integration of RES-E power

This article focuses on the distribution of costs induced by the integration of electricity generation from renewable energy sources (RES-E). The treatment to distribute these costs on different market actors is crucial for its development. For this purpose, individual actors of electricity markets and several cost categories are identified. According to the defined cost structure, possible treatments to distribute the individual cost categories on different relevant actors are described. Finally, an evaluation of the cost distribution treatments based on an economic analysis is given. Economic efficiency recommends that clearly attributable (shallow) grid connection as well as (deep) grid costs are charged to the corresponding RES-E producer and that the RES-E producers are also charged the regulating power costs. However, deep grid integration costs should be updated to reflect evolving scarcities. Also regulating power costs should reflect actual scarcity and thus be symmetric and based on real-time prices, taking into account the overall system imbalance. Moreover, the time span between the closure of the spot market and actual delivery should be chosen as short as possible to enable accurate RES-E production forecasts.

Remarks on empirical analyses of price formation at the German spot market for electricity

Im Rahmen der hier vorliegenden Untersuchung wurde gezeigt, dass die empirische Analyse der Preisbildung am deutschen Spotmarkt für Elektrizität und die Prüfung der Funktionsfähigkeit des Wettbewerbs über eine Berechnung der Marktpreis-Grenzkosten Differenz mit erheblichen Anforderungen verbunden ist. Die Schwierigkeiten bestehen dabei einerseits in der Verwendung des geeigneten Referenzmaßstabs zur Bewertung der beobachteten Marktergebnisse und andererseits in der empirisch exakten Ermittlung der historischen Marktpreis-Nachfrage Kombinationen und der Angebotskurven für die betrachteten Zeitpunkte. Wird als Referenzmaßstab für die Bewertung der bei funktionierendem Wettbewerb zu erwartenden Marktergebnisse das ökonomische Standardmodell der vollständigen Konkurrenz verwendet, wie dies in den vorgelegten Studien zur Berechnung der Marktpreis-Grenzkosten Differenz implizit geschieht, werden bestehende Abweichungen realer Marktbedingungen vom theoretischen Idealzustand, denen auch in funktionsfähigen Wettbewerbsmärkten nicht oder nur eingeschränkt begegnet werden kann, nicht erfasst. Zu diesen Abweichungen gehören z. B. existierende Anpassungsmängel aufgrund von begrenzter Faktormobilität und Unteilbarkeiten, bestehende Informationsasymmetrien zwischen den Marktteilnehmern und die aus Ungewissheit erwachsenden Risikoaspekte. Zudem ist zu bemerken, daß auch bei funktionierendem Wettbewerb eine positive Marktpreis-Grenzkosten Differenz im Mittel des Zeitverlaufs vorhanden sein muss, um die Vollkostendeckung der zur Bedarfsdeckung notwendigen Produktionskapazitäten sicherzustellen. Neben der Schwierigkeit den geeigneten theoretischen Referenzmaßstab für die Bewertung der realen Marktergebnisse und damit die Berechnung der Marktpreis-Grenzkosten Differenz zu finden, besteht die zweite Herausforderung in der exakten Bestimmung der relevanten kurzfristigen Grenzkosten des Systems. Dies ist von entscheidender Bedeutung, da prinzipiell die Angebotserstellung in einem funktionsfähigen Wettbewerb gerade entsprechend der kurzfristigen Grenzkosten erfolgt. Da sich aber das den Marktpreis setzende Grenzkraftwerk und damit die in einer Stunde relevanten kurzfristigen Grenzkosten des Systems im Zeitablauf ständig ändern, können die Abweichungen zwischen Marktpreis und kurzfristigen Grenzkosten nur auf der Basis detaillierter Informationen über die historischen technischen und ökonomischen Marktbedingungen berechnet werden. Die empirische Analyse leidet dabei am Fehlen öffentlich zugänglicher Daten über die relevanten historischen Marktbedingungen. Insbesondere sind hier beispielsweise die Transportkosten der eingesetzten Brennstoffe, die aus Opportunitäten erwachsenden Kostenbestandteilen wie Risikoaufschläge und vor allem die fehlende Kenntnis über die tatsächliche Arbeitsverfügbarkeit der Kraftwerke zu nennen. Werden diese Aspekte in der empirischen Analyse vernachlässigt, so kann nicht davon ausgegangen werden, dass sich die dadurch verursachten Schätzfehler gegenseitig aufheben. In den meisten Fällen wirkt eine unvollständige Erfassung der verschiedenen Kostenkomponenten in Richtung einer Überschätzung der Marktpreis-Grenzkosten Differenz. Darüber hinaus ist die Feststellung wichtig, dass die Ermittlung von Marktpreis-Grenzkosten Differenzen ohne eine adäquate Berücksichtigung der datenseitigen Unsicherheiten keine belastbare Basis für Aussagen zur missbräuchlichen Überhöhung von Marktpreisen darstellt. Vor dem Hintergrund dieser erheblichen Unsicherheiten kann abschließend festgehalten werden, dass die vorliegenden Versuche, Marktmachtausübung und damit unzureichenden Wettbewerb auf den deutschen Elektrizitätsmärkten empirisch nachweisen zu wollen, fehlschlagen. Die getroffenen Aussagen, dass Marktmacht ausgeübt wurde, sind vor dem Hintergrund der Defizite in der theoretischen Fundierung sowie insbesondere angesichts methodischer Vereinfachungen und empirischen datenseitigen Unzulänglichkeiten wissenschaftlich nicht belastbar

Conditions and costs for renewables electricity grid connection: Examples in Europe

This paper compares conditions and costs for RES-E grid connection in selected European countries. These are Germany, the Netherlands, the United Kingdom, Sweden, Austria, Lithuania and Slovenia. Country specific case studies are presented for wind onshore and offshore, biomass and photovoltaic power systems, as based on literature reviews and stakeholder interviews. It is shown that, especially for wind offshore, the allocation of grid connection costs can form a significant barrier for the installation of new RES-E generation if the developer has to bear all such costs. If energy policy makers want to reduce the barriers for new large-scale RES-E deployment, then it is concluded that the grid connection costs should be covered by the respective grid operator. These costs may then be recouped by increasing consumer tariffs for the use of the grid