Braucht ein neues Design: Der Strommarkt der Zukunft

Die Zukunft des Strommarktes wird im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie derzeit diskutiert, im Sommer will Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel mit der Vorlage des Weißbuches die Weichen für den Gesetzgebungsprozess Ende des Jahres stellen. Kann nur ein Kapazitätsmarkt Versorgungssicherheit bieten oder vermag das auch ein „Energy-Only- Markt 2.0 “ mit ergänzenden Maßnahmen? Wie können die richtigen Signale gesetzt werden, dass Deutschland seine Ziele beim Senken des Kohlendioxidausstoßes erreicht? Matthias Reeg Energiesystemanalytiker im DLR-Institut für Technische Thermodynamik hat das Projekt „Kapazitätsmechanismen als Rettungsschirm der Energiewende?“ im DLR geleitet und beschreibt im Interview mit DLR-Energieredakteurin Dorothee Bürkle, welche Möglichkeiten es gibt, den Strommarkt der Zukunft zu gestalten

AMIRIS - Agent based model for the integration of renewables into the electricity markets

The model AMIRIS allows the evaluation of political instruments and promotion mechanisms regarding their impact on actors‘ behaviours and development of the energy system. Actually the focus is set to energy economic changes due to the revised EGG 2012 and new possibilities of direct marketing of renewable electricity by § 33g (Marketpremium - MP), § 39 (Green electricity privilege) and local and regional direct marketing. Agents representing political framework, plant operators, intermediaries energy exchange market and distribution service operator are implemented in the model. Characteristics of the agents are based on beforehand performed analysis of actors. The poster shows the setup, simulation process and outcome of the AMIRIS model

Market and Policy Risks for VRE Investment and their Impacts on Effectiveness and Efficiency of RES-E Policy Targets – An Agent-Based Modelling Approach

With the implementation of the Renewable Resource Act (EEG) in the year 2000 and feed-in-tariffs (FiT) as main policy instrument to support the deployment of renewable energy source for electricity (RES-E), the RES E share in power generation has risen successfully from initially five to over 30 % in the year 2015. With the strong increase of the use of variable renewable energies (VRE) like wind and solar radiation, a better market integration of RES-E is postulated. Hence, optional direct marketing of RES-E via the variable market premium (var. MP) has been introduced in the year 2012 and in 2014 direct marketing of RES-E power generation has become mandatory for almost all new plants over 100 kW. Introducing tenders is expected to be the next big policy adaptation within the revision of the EEG in the year 2016. The intention is to expose VRE to wholesale power price signals that reflect the different value of electricity, and therefore facilitate a more demand oriented feed-in as well as the incentive to invest in more "system friendly" power plants. But VRE are capital-intensive and supply-dependent technologies and, as such, highly sensitive to investment risk, which is increased by short-term price exposure. The IEA concludes that an appropriate future policy and market design "will need to strike a delicate balance between these two objectives" (IEA 2014). A the same time, studies on the future development of the market values of VRE expect a tremendous drop with increasing shares (Hirth 2013). This is due to the “concurrence-effect”: the simultaneous feed- in off VRE reasoned by the fact that meteorological conditions are similar in large geographical areas. Combined with more frequently market driven curtailment of VRE due to the introduced incentives of the above mentioned policy schemes, this situation leaves the investors and plant operator with high uncertainty about future revenues. In general, all of the discussed policy instruments go along with higher remuneration risks compared to FiTs; with higher risks usually resulting in risk premiums. There is evidence, that many investors of the past in Germany will not be able to diversify these new risks adequately. Therefore a sudden and radical change in policy support can lead to an abrupt ending of VRE investment activities, risking to fulfil the RES-E targets set by the German government. In order to evaluate policy instrument uncertainty from an actor’s perspective and its impact on the system development as a whole, an agent-based simulation model has been developed (Reeg et al. 2012)

AMIRIS – ein agentenbasiertes Simulationsmodell zur akteursspezifischen Analyse techno-ökonomischer und soziotechnischer Effekte bei der Strommarktintegration und Refinanzierung erneuerbarer Energien

Mit den steigenden Anteilen der Wind- und Solarstromerzeugung als fluktuierenden erneuerbaren Energien (FEE) wurden in den vergangenen Jahren aus der Energiewirtschaft, der Wissenschaft und Politik Forderungen laut, die FEE im Interesse einer effizienteren Förderung „besser“ in die liberalisierten Strommärkte zu integrieren (sog. Marktintegration der EE). Gefordert wird u. a., dass die FEE in Zukunft ähnlich wie die thermischen Kraftwerke ihre Stromproduktion an den Preissignalen der Großhandels-Strommärkte ausrichten, um somit zum besseren Ausgleich von Angebot und Nachfrage beizutragen. In die Diskussion zur grundlegenden Reform des EEG 2014 wurde u. a. die Einführung einer fixen statt variablen Marktprämie, einer kapazitiven Vergütung sowie die wettbewerbliche Ausschreibung anstatt administrativer Förderhöhen eingebracht. Investitionen in FEE-Anlagen als kapitalintensive Technologien sehen sich jedoch bei verstärkter Marktintegration unter den heute vorherrschenden Marktbedingungen – die primär auf einen thermischen Kraftwerkspark ausgelegt sind - zunehmenden Investitions- und Betriebsrisiken ausgesetzt, die durch Risikoaufschläge bei Eigen- und Fremdkapital in die Investitionskosten eingepreist werden. Neben steigenden Preisrisiken durch stärkere Preisvolatilitäten bei höheren FEE-Anteilen ergeben sich in Abhängigkeit der Förderinstrumente jedoch auch neue Mengenrisiken, da mit der Einführung der FEE-Direktvermarktung diese bei entsprechend niedrigen Preisen marktgetrieben abgeregelt werden. Durch den bereits in der Vergangenheit nachgewiesenen Merit-Order-Effekt und den Marktwertverlust der FEE durch den sog. Gleichzeitigkeitseffekt, stellt sich damit die Frage, ob sich ein System mit hohen Anteilen an FEE zukünftig rein marktendogen auf Basis eines Grenzkostenmarktes refinanzieren lässt. Mit Hilfe des im Rahmen der Dissertation weiterentwickelten agentenbasierten Strommarktmodells AMIRIS wurden zur Beantwortung der Fragestellung unterschiedliche Szenarioanalysen durchgeführt und auf der Akteurs- und Systemebene ausgewertet. Die stündlich aufgelösten Simulationsläufe von 2015-2035 zur Entwicklung der Refinanzierungsbedingungen der FEE, der FEE-Marktwerte sowie der assoziierten Fördereffizienz zur Erreichung der FEE-Ziele bei Anwendung einer variablen oder fixen Markt- sowie Kapazitätsprämie kommen dabei zu dem Ergebnis, dass die Refinanzierung eines allein marktendogenen Ausbaus von FEE-Anlagen unter den Bedingungen eines grenzkostenbasierten Strommarktes nicht möglich ist. Dies liegt primär an den zunehmend marktgetrieben abgeregelten Strommengen sowie den Marktwertverlusten durch den Gleichzeitigkeitseffekt. Problem ist hierbei, dass keiner der Anlagenbetreiber zum Zeitpunkt der Investition realistisch abschätzen kann, welcher Anteil der meteorologisch erzeugbaren Strommenge sich letztendlich am Markt absetzen lässt. Denn die vermarktbaren Strommengen hängen nicht nur vom Förderinstrument, sondern vor allem von der zukünftigen Flexibilität im System ab. Hinzu kommt, dass sich im Referenzszenario mit keinem der diskutierten Instrumente auch nur annäherungsweise die EE-Ausbauziele bis 2035 erreichen lassen. Zusätzlich kommt es beim derzeit implementierten EE-Direktvermarktungssystem über die Strombörse mit Wettbewerb zwischen den dezentralen Direktvermarktern bei der variablen Marktprämie zu ineffizienten Abregelungsentscheidungen, da in diesem Förderregime der Anreiz besteht, die stromgestehungskostentechnisch günstigsten FEE-Anlagen als erstes abzuregeln. Mit zunehmendem Anteil der FEE-Einspeisung wird es zukünftig bei einem dezentralen Direktvermarktungssystem außerdem zu hohen Informationsasymmetrien und damit einer ineffizienten Preisbildung im Stromgroßhandel kommen. Dies liegt an der Unkenntnis anderer Marktteilnehmer über die dezentrale Entscheidung abzuregelnder FEE-Mengen. Ein zentrales Direktvermarktungssystem mit einem sog. ‚Single-Buyer‘-Konzept könnte hier Abhilfe schaffen. Entgegen der vorherrschenden ökonomischen Theorie erweist sich die variable Marktprämie jedoch in allen untersuchten Szenarien als dynamisch effizienter als eine fixe Marktprämie, die wiederum effizienter wirkt als eine variable und fixe Kapazitätsprämie. Den größten Einfluss auf die absoluten als auch relativen Marktwerte der FEE; haben neben den Förderinstrumenten in absteigender Reihenfolge vor allem neue Stromverbraucher (P2X), ein zentrales statt dezentrales Direktvermarktungssystem, ein gleichmäßigeres Ausbauverhältnis zwischen Wind- und PV-Anlagen, eine gleichmäßigere Verteilung der Windanlagen zwischen Nord- und Süddeutschland, der flexible Einsatz von Biomasseanlagen, der Einsatz von Strom-zu-Strom-Speichern und zu relativ kleinen Anteilen auch eine systemdienlichere Auslegung der Anlagen (Schwachwindanlagen). Bessere Anreize zur Hebung der Flexibilitätspotentiale und damit bessere Integrationsmöglichkeiten der FEE bietet die Integration über die Stromvertriebe statt über den Stromgroßhandel.With the increasing shares of wind and solar power generation as variable renewable energies (VRE), demands have been made in recent years from the energy industry, science and politics to integrate the VRE 'better' into the liberalised electricity markets in the interest of more efficient promotion (so-called market integration of renewables). One of the demands is that the VRE, like thermal power plants, should in future align its electricity production with the price signals of the wholesale electricity markets in order to contribute to a better balance between supply and demand. The discussion on the fundamental reform of the EEG 2014 included the introduction of a fixed instead of a variable market premium, a capacitive remuneration and a competitive tendering procedure instead of administrative subsidy amounts. Investments in VRE plants as capital-intensive technologies, however, are exposed to increasing investment and operating risks under today's prevailing market conditions - which are primarily designed for a thermal power plant park - as a result of increased market integration. In addition to rising price risks due to greater price volatility in the case of higher VRE shares, there are also new volume risks, depending on the support instruments used, as the introduction of VRE direct-marketing means that the power can be curtailed on a market-driven basis at correspondingly low prices. The merit order effect already proven in the past and the loss in market value of VRE due to the so-called simultaneity effect raise the question of whether a system with a high shares of VRE can be refinanced purely marketendogenously on the basis of a marginal cost market in the future. With the help of the agent-based electricity market model AMIRIS, which was further developed within the framework of the dissertation, different scenario analyses were carried out to answer the question and evaluated at the actor and system level. The hourly resolved simulation runs of 2015-2035 for the development of the refinancing conditions of the VRE, the VRE market values as well as the associated support efficiency in order to achieve the VRE targets with the application of a variable or fixed market and capacity premium come to the conclusion that the refinancing of a market endogenous expansion of VRE plants is not possible under the conditions of a marginal cost based electricity market. This is primarily due to the increasingly market-driven curtailment of VRE electricity volumes and the loss of market value due to the simultaneity effect. The problem here is that none of the plant operators can realistically estimate at the time of the investment what share of the meteorologically producible quantity of electricity can ultimately be sold on the market. This is because the quantities of electricity that can be marketed depend not only on the funding instrument, but above all on the future flexibility of the system. In addition, none of the instruments discussed in the reference scenario can even come close to achieving the renewable energy expansion targets by 2035. In addition, the currently implemented direct marketing system for renewables via the power exchange with competition between the decentralised direct marketers leads to inefficient curtailment decisions with regard to the variable market premium, since in this support regime there is an incentive to curtail the VRE plants with the lowest levelized-cost of electricity (LCOE) first. As the share of VRE increases, a decentralised direct marketing system will in future also lead to high information asymmetries and thus inefficient pricing in electricity wholesale. This is due to the unawareness of other market participants about the decentralised decision to curtailment VRE volumes. A central direct marketing system with a so-called 'single buyer' concept could remedy this situation. Contrary to the prevailing economic theory, the variable market premium proves to be dynamically more efficient than a fixed market premium in all scenarios examined, which in turn is more efficient than a variable and fixed capacity premium. The greatest influence on the absolute as well as relative market values of the VRE is exerted in descending order by new electricity consumers (P2X), a central instead of decentralised direct marketing system, a more even expansion ratio between wind and PV plants, a more even distribution of wind plants between northern and southern Germany, the flexible use of biomass plants, the use of electricity to electricity storage units and to relatively small proportions also a more system-oriented design of the plants (weakwind turbines). Better incentives to increase the flexibility potentials and thus better integration possibilities of the VRE are offered by the integration via the electricity utilities instead of the wholesale market

Die Rolle der KWK im Strommarkt

Ausgleich der Fluktuationen von EE im Strommarkt mit stromgeführter KWK: Flexibilisierung mit Hilfe von Speichern und elektrisch betriebenen Wärmeerzeugern. Wirtschaftlichkeit stromgeführter Systeme bei niedrigen und volatilen Strompreisen im Vergleich zur Wirtschaftlichkeit wärmegeführter Systeme

Monopole, Liberalisierung, Energiewende : Strommarktdesign zwischen Wandel und Konstanz

Nach einer langen Phase der Stabilität ist die Stromwirtschaft in den vergangenen 15 Jahren stark in Bewegung geraten. Mit der Liberalisierung stand zunächst der Wechsel von Gebietsmonopolen hin zu wettbewerblich organisierten Erzeuger- und Verbrauchermärkten an. Derzeit findet ein ganz ähnlicher Umbruch statt, der vom Übergang von konventioneller hin zu erneuerbarer Stromerzeugung gekennzeichnet ist. Aber sind die Paradigmen der einzelnen Phasen miteinander vereinbar und hat jede für sich noch immer ihre Daseinsberechtigung, oder ist hier eine Modifizierung notwendig? Das Strommarktdesign der Zukunft kann nicht auf einem leeren Blatt entworfen, sondern es müssen bestehende Strukturen berücksichtigt werden. Gleichzeitig ist die Frage zu beantworten, ob die Wahl zwischen regulatorischen oder marktbasierten Ansätzen sich auch anhand der mit ihnen möglichen Präzision der Steuerung unterscheidet

AMIRIS – Ein agentenbasiertes Strommarktmodell

Vorstellung von AMIRIS (Agentenbasiertes Modell zur Integration Regenerativer in den Strommarkt) im Rahmen des Workshops “Agentenbasierte Modellierung der Energiewende

Monopole, Liberalisierung, Energiewende : (Dis-)Kontinuitäten im Strommarktdesign

Nach einer langen Phase der Stabilität ist die Stromwirtschaft in den vergangenen 15 Jahren stark in Bewegung geraten. Zunächst stand der Wechsel von staatlich überwachten und regulierten Gebietsmonopolen hin zu liberalisierten Erzeuger- und Verbrauchermärkten an. Im Moment befinden wir uns in einem ähnlichen Umbruch, weg von konventioneller hin zu erneuerbarer Energieerzeugung. Im vorliegenden Beitrag soll der Leitfrage nachgegangen werden, ob die Paradigmen der einzelnen Phasen miteinander vereinbar sind, welche noch immer ihre Daseinsberechtigung haben und welche modifiziert werden sollten