Limitierte Gebote im Day-Ahead Handel als Maß für Liquidität und Preisaufschlag im Intraday-Markt

9. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien

IEWT 2015

Limitierte Gebote im Day-Ahead Handel als Maß für Liquidität und Preisaufschlag im Intraday-Markt Dr.-Ing. Serafin von Roon, Benedikt Eberl1, Michael Hinterstocker1 Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, Am Blütenanger 71, 80995 München, 0049-89-1581210., [email protected], www.ffegmbh.de

Kurzfassung: Durch einen neuen methodischen Ansatz zum Zusammenführen der Day-ahead Verkaufsund Kaufgebote des EPEX Spothandels kann gezeigt werden, dass ein Großteil der verfügbaren Kraftwerkskapazitäten im Day-Ahead-Spotmarkt angeboten wird. Der Vergleich dieser neu gebildeten Kurve mit der auf Basis der Grenzkosten berechneten Merit-Order des Kraftwerksparks zeigt im Bereich der am Markt üblicherweise auftretenden Grenzkosten eine gute Übereinstimmung. Bei niedrigen Leistungen sind jedoch deutlich niedrigere und bei hohen Leistungen wesentlich höhere Preise als in der Grenzkostenkurve der Kraftwerke zu beobachten. Die Preisabweichungen im Intraday-Handel werden häufig und teilweise wesentlich von den Prognosefehlern der PV- und Windeinspeisung bestimmt. Die Berechnung eines „fairen“ Intraday-Preises auf Basis der Gebotskurven des Day-Ahead Handels und der Prognosefehler der dargebotsabhängigen Einspeisung führt zu einer tendenziellen Überschätzung der Intraday-Preise. Dies kann als Indikator gewertet werden, dass im Intraday-Handel ausreichende Liquidität vorherrscht. Hierzu bedarf es jedoch weiterführende Untersuchungen insbesondere unter Berücksichtigung der kurzfristigen Prognosen der Einspeisung aus PV und Windkraft. Keywords: Spotmarkt, Day-ahead, Intraday, limitierte Gebote, Preisbildung, Prognosefehler, erneuerbare Energien,

1 Motivation und zentrale Fragestellung Für eine stabile und zuverlässige Stromversorgung muss zu jedem Zeitpunkt die Erzeugung exakt mit dem Verbrauch übereinstimmen. Um dies zu gewährleisten, wird der Kraftwerkseinsatz mit einer ausreichenden Vorlaufzeit geplant. Für eine effiziente Kraftwerkseinsatzplanung gibt es Strommärkte, auf denen die Nachfrage (Stromverbrauch) mit dem Angebot (Stromerzeugung) zusammengebracht wird. Die Ausgestaltung der Märkte hat das Ziel die Versorgungssicherheit und –qualität zu gewährleisten und die jeweils günstigsten Erzeugungseinheiten zur Deckung einer bestimmten Last einzusetzen. Den Akteuren auf den Strommärkten sollen die unterschiedlichen Fristigkeiten auf den Strommärkten einerseits Planungssicherheit gewährleisten und andererseits die Möglichkeit bieten, kurzfristig reagieren zu können. Durch die zunehmende Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und deren Volatilität wird ein immer größerer Bedarf an Flexibilität in der Erzeugungsstruktur erwartet. So konnte 1

Jungautor Seite 1 von 15

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beispielsweise in [1] gezeigt werden, dass bis zum Jahr 2025 unter den Annahmen des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplans 2014 der Bedarf an Flexibilität für den Ausgleich von Residuallastschwankungen und Extrempreisen sowie das Abfahren hoher Leistungsgradienten ansteigt. Diejenige Flexibilität, die im Day-Ahead-Strommarkt gegeben ist, kann durch die Gebote der am Markt anbietenden Teilnehmer erfasst werden. Ein Teil der Verkaufs-Gebote stellt Leistung preisunabhängig, d. h. mit einem minimalen (negativen) Preis zur Verfügung. Die Leistung dieser Angebote kann als unflexibel definiert werden. Hingegen können alle Gebote mit einem Preislimit als flexible Leistung gewertet werden, da diese Leistung nur bei Bedarf (bei einem höheren oder gleichen Markträumungspreis als das gesetzte Preislimit) zum Einsatz kommt. Es kann angenommen werden, dass ein Teil der nicht kontrahierten Leistung (Gebote ohne Zuschlag) wiederum am Intradaymarkt als Erzeugungsleistung zur Verfügung steht. Somit müsste ein wesentlicher Teil der im Intraday Markt verfügbaren Leistung durch die Analyse der Day-Ahead-Gebotskurven beschrieben werden können. In [2] konnte gezeigt werden, dass im Mittel der funktionale Zusammenhang zwischen Leistungsbedarf und Preis im Intraday Handel eine höhere Steigung als im Day-Ahead Handel aufweist. Mit Hilfe eines neuen, in dieser Ausarbeitung vorgestellten Analyseansatzes können mögliche Ursachen für Preisdifferenzen zwischen Day-Ahead und Intraday identifiziert werden.

2 Der Day-Aheadgegenstand 2.1

und

Intraday-Markt

als

Untersuchungs-

Abgrenzung und Bedeutung der Spotmärkte

Um der Anforderung an kurzfristige Anpassungsfähigkeit und langfristige Planungssicherheit gerecht zu werden, gibt es Märkte mit unterschiedlichen Vorlaufzeiten. Terminmärkte ermöglichen bereits zu einem frühen Zeitpunkt die Vermarktung von Erzeugung und den Stromeinkauf z. B. zur Deckung von Lieferverpflichtungen. Hierdurch werden für beide Seiten Preisrisiken reduziert. Zur Sicherstellung eines verlässlichen Netzbetriebes müssen einen Tag vor der physischen Stromlieferung von allen Akteuren ausgeglichene Leistungsbilanzen von Erzeugung und Verbrauch in so genannten Fahrplänen gemeldet werden. Hierfür werden, ergänzend zu den bereits abgeschlossenen längerfristigen Lieferverträgen und den eigenen Erzeugungseinheiten, die so genannten Day-Ahead-Märkte genutzt. Im weiteren zeitlichen Verlauf bis zur tatsächlichen Erfüllung gibt es Intraday-Märkte, auf denen untertägig erkannte Differenzmengen ausgeglichen werden. Über den Day-Ahead Spotmarkt erfolgt um 12:00 Uhr die erste Einsatzplanung der Erzeugungsleistung für den Folgetag (0:00 bis 24:00 Uhr) in Intervallen von einer Stunde. Die angebotene Leistung (Verkaufsgebote) wird für jede Stunde in einer Merit-Order beginnend mit dem günstigsten Angebot (in €/MWh) geordnet und der Nachfragekurve (Kaufgebote) nach Preisen absteigend sortiert gegenübergestellt. In diesem Auktionsverfahren wird ein einheitlicher Preis (Market Clearing Preis) bestimmt, der sich aus dem Schnittpunkt der beiden Kurven ergibt und der für alle bezuschlagten Teilnehmer gilt. Dieser Preis entspricht dem Angebot des höchsten gerade noch erfolgreichen Verkaufsgebots. Somit ergeben sich in Abhängigkeit der Erzeugungskosten unterschiedliche Seite 2 von 15

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Margen für die bezuschlagten Erzeuger. Aufgrund dieses Preisbildungsmechanismus bieten die Kraftwerksbetreiber ihre verfügbare Erzeugungsleistung in der Regel zu Grenzkosten an. Kraftwerksbetreibern mit großem Marktanteil ist es zudem untersagt Preise größer als die Grenzkosten zu verlangen (Mark-Up Verbot). Die prognostizierte Erzeugung aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen wird preisunabhängig (bei nicht abregelbaren Anlagen oder bei Vermarktung durch die Übertragungsnetzbetreiber) oder mit einem negativen Preis, welcher der Summe der Prämien nach dem EEG im Falle der Direktvermarktung entspricht (nur bei abregelbaren Anlagen), angeboten. Daher liegen die Angebote der erneuerbaren Erzeugungsanlagen in der Regel am Anfang der sortierten Verkaufskurve, womit deren Vermarktung und Einspeisung sichergestellt ist. Die physikalische Nachfrage ist größtenteils preisunelastisch, da sich hier weniger Möglichkeiten zur Anpassung und eine geringe Ausprägung der Preissensitivität vorliegen. In der Kurve der Kaufgebote des Day-Ahead Spotmarkts finden sich somit vor Allem Kraftwerksbetreiber wieder, die bereit sind ihre bereits eingeplante Erzeugung zu reduzieren, wenn sie sich alternativ günstiger im Markt eindecken können. In Abbildung 1 ist die Ermittlung des Market Clearing Preises anhand der sortierten Kauf- und Verkaufsgebote exemplarisch dargestellt. Der Preis p ist hierbei der Market Clearing Preis und die Menge x die gehandelte Menge für die betrachtete Stunde.

Abbildung 1: Preisbildung im Day-Ahead Markt für eine ausgewählte Stunde

Stromlieferungen können alternativ zum Spotmarkt der EPEX im OTC-Handel („over the counter“) vertraglich direkt zwischen Erzeuger und Verbraucher vereinbart werden. Der Erzeuger verpflichtet sich zur Lieferung und kann Differenzmengen gegebenenfalls über die Strombörse handeln. Häufig werden langfristige Verträge geschlossen, um beiden Seiten Planungssicherheit zu gewähren. Zudem ist es Energieversorgungsunternehmen, die aufgrund ihrer geringen Größe nicht der Unbundlingspflicht unterliegen, möglich die Lieferverpflichtungen aus eigenen Erzeugungsanlagen zu decken.

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Im Intraday Handel kann bis zu 45 Minuten vor Beginn der Lieferstunde auf neue Erkenntnisse reagiert werden, um aktuell erwartete Abweichungen vom gemeldeten Saldo aus Erzeugung und Verbrauch auszugleichen und damit Abweichungen des Bilanzkreises zu reduzieren. Mit aktualisierten Wetterdaten lassen sich zum Beispiel die Prognosen für die Einspeisung aus erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbessern. Im Intraday Handel lassen sich Angebotsscheiben von einer Stunde und auch Viertelstunden handeln. Diese kleinteiligere Unterteilung ermöglicht den Teilnehmern Schwankungen innerhalb der vollen Stunde auszugleichen. Besonders bei der Stromerzeugung durch PV Anlagen kommt es in den Morgen- und Abendstunden regelmäßig zu hohen Gradienten innerhalb der vollen Stunden. Zum 9.12.2014 wurde im Intraday Handel ebenfalls eine Auktion eingeführt. Um 15 Uhr findet für den Folgetag, wie im Day-Ahead-Handel, eine Auktion für Angebotsscheiben viertelstündlicher Auflösung statt, in der ein Market Clearing Preis ermittelt wird. Anschließend werden die Preise im Intraday Handel per „Pay-as-bid“ ermittelt. „Pay-as-bid“ bedeutet, dass jeder Teilnehmer exakt mit dem von ihm genannten Gebotspreis abgerechnet wird. Die Teilnehmer stellen entsprechende Angebots- oder Nachfragebote mit einem Preis in den Markt und andere Teilnehmer können zu diesem Preis einen Handel abschließen. Der „Pay as bid“ Stundenhandel startet um 15 Uhr, der Viertelstundenhandel startet um 16 Uhr. Als letzte Instanz dienen die Regelleistungsmärkte, um das Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch zu gewährleisten. Die Regelleistungsmärkte werden von den Übertragungsnetzbetreibern genutzt, um kurzfristige Abweichungen vom Gleichgewicht auszugleichen. Wenn der Verbrauch die Erzeugung überschreitet, wird positive Regelenergie benötigt. Dies kann durch die Erhöhung der Erzeugung, oder die Reduzierung des Verbrauchs geschehen. Wenn hingegen die Erzeugung den Verbrauch überschreitet, wird negative Regelenergie benötigt. Dies kann durch die Reduzierung der Erzeugung, oder die Erhöhung des Verbrauchs geschehen.

2.2

Kauf- und Verkaufsgebote des Day-Ahead-Spotmarktes als Datenbasis

Es werden alle Kauf- und Verkaufsgebote für jede Stunde der EPEX Spot des Jahres 2013 als Basis für die durchgeführte Analyse verwendet. Von den Geboten wird jeweils getrennt nach Kauf und Verkauf der Preis in €/MWh und die gebotene Menge in MWh für die jeweilige Handelsstunde veröffentlicht. Der Anbieter ist anonym. Somit kann für jede der 8760 Stunden des Jahres 2013 eine Kauf- und eine Verkaufskurve erstellt werden. Hierbei werden die Verkaufsgebote Preis aufsteigend und die Kaufgebote Preis absteigend sortiert. Dies ist beispielhaft für den 1.1.2013 für die Handelsstunde von 9:00 bis 10:00 Uhr in Abbildung 2 dargestellt.

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400

1.1.2013 - 10 Uhr

Preis in in €/MWh

300 200

100 0

Kaufgebote

-100

Verkaufsgebote

-200 -300 -400 25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

Leistung in MW Abbildung 2: Kauf- und Verkaufskurven auf Basis der Einzelgebote für eine ausgewählte Stunde

Der Schnittpunkt der beiden sich so ergebenden Kurven entspricht dem Market-ClearingPrice und der an der Börse gehandelten Menge für die jeweilige Stunde.

3 Merit-Order des Day-Ahead-Handels 3.1

Zusammenführung der Kauf- und Verkaufsgebote zu einer Merit-Order

Die Kaufgebote können in zwei Gruppen unterteilt werden. Einerseits gibt es unlimitierte Gebote (wird dann mit dem Limit der EPEX von 3.000 €/MWh gewertet) und Gebote mit einem Limit (Preise kleiner 3.000 €/MWh). Die unlimitierten Kaufgebote haben ihre Ursache in Lieferverpflichtungen, bei denen der Bilanzkreisverantwortlichen keine Alternative (z.B. durch eigene Kraftwerke mit freien Kapazitäten) zur Erfüllung eines ausgeglichenen Bilanzkreises hat. Die limitierten Kaufgebote können zwei Gründe haben. Einerseits kann ein elektrischer Verbraucher bei besonders niedrigen Preisen seinen Verbrauch erhöhen und andererseits kann hinter dem Gebot eine bereits geplante Erzeugung stehen, die im Falle eines günstigeren Preises als die eigenen Erzeugungskosten, ihre Erzeugung reduziert und alternativ den Strom an der Börse kauft. Für den ersten Fall kommen nur leistungsgemessene Großverbraucher in Frage. In [5] konnte gezeigt werden, dass für das Jahr 2013 sowohl das technisch-wirtschaftliche Potenzial für industrielles Lastmanagement nur wenige GW beträgt und dieses auch erst in geringem Umfang erschlossen ist. Eine andere Form von Lastmanagement kann jedoch auch durch Pumpspeicherkraftwerke (PSW) erfolgen, die niedrige Kaufgebote und hohe Verkaufsgebote in den Markt stellen können. Die Nachfrage nach Pumpstrom ist eine flexible Leistungsnachfrage und ist wahrscheinlich auch in den Kaufgeboten enthalten. Jedoch können diese Gebote nicht eindeutig in den Kurven identifiziert werden. Vereinfachend wird daher für die weitere Betrachtung davon

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ausgegangen, dass die limitierten Kaufgebote Erzeugungseinheiten zugeordnet werden können, die flexibel auf ausreichend niedrige Preise reagieren können. Daher werden alle Verkaufsgebote und alle limitierten Kaufgebote zu einer Kurve Preis aufsteigend zusammengefasst. Dies wird für die in Abbildung 2 dargestellten Gebotskurven beispielhaft in Abbildung 3 durchgeführt.

400

1.1.2013 - 10 Uhr

300

Preis in €/MWh

200 100

0 -100 -200

Merit-Order Day-ahead-Handel

-300 -400 25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

Leistung in MW Abbildung 3: Zusammenführung der Kauf- und Verkaufsgebote zur Merit-Order-Kurve des DayAhead-Handels

Mit Hilfe dieser kombinierten Gebotskurve, der Merit-Order des Day-Ahead-Handels, wird eine neue Größe eingeführt: die am Day-Ahead-Spotmarkt sichtbare Erzeugung. Diese Erzeugung entspricht der Summe aus den bezuschlagten Verkaufsgeboten und den nicht bezuschlagten Kaufgeboten. Die nicht bezuschlagten Kaufgebote entsprechen nach oben getroffener Definition den Erzeugungseinheiten, die keine preisgünstigeren Angebote zur Substitution ihrer eigenen Erzeugung ausnutzen konnten. Diese Leistung kann in der MeritOrder-Kurve des Day-Ahead-Markts durch die Leistung ermittelt werden, die sich aus dem Market Clearing Price ergibt (vgl. Abbildung 4).

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1.1.2013 - 10 Uhr

Preis in €/MWh

15

10 5

Börsenpreis (12,15€/MWh) Sichtbare Produktion (40203 MW) Merit-Order Dayahead-Handel

0 -5 -10 35.000

40.000

45.000

Leistung in MW Abbildung 4: Kapazitäten

Herleitung des am Spotmarkt sichtbaren Anteils der zum Einsatz kommenden

Die sichtbare Erzeugung entspricht der tatsächlich zum Einsatz kommenden Erzeugung in der jeweiligen Stunde, die durch ein Verkaufsgebot oder Kaufgebot (in diesem Fall die bereits geplante Erzeugung, die günstiger ist als der Market Clearing Price) in den Spotmarkt geboten wurde.

3.2

Vergleich der im Day-Ahead-Handel sichtbaren Kapazitäten und der Gesamterzeugung

Die am Day-Ahead-Spotmarkt sichtbare Erzeugung wird für jede Stunde des Untersuchungszeitraums berechnet. Zum Vergleich wird die Gesamterzeugung in Deutschland aus der von der UCTE veröffentlichten Verbraucherlast [6] zuzüglich dem Exportsaldo nach [6] ebenfalls für jede Stunde berechnet. Die beiden Größen werden in Abbildung 5 im zeitlichen Verlauf miteinander verglichen.

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90.000 80.000

Erzeugung in MWh

70.000 60.000 50.000

40.000 30.000 20.000

Erzeugung in Deutschland

10.000

An der Börse sichtbare Erzeugung

0

Abbildung 5:

Erzeugung in Deutschland und sichtbare Erzeugung im zeitlichen Verlauf

Es ist gut zu erkennen, dass die sichtbare Erzeugung einen vergleichbaren saisonalen wie wöchentlichen Verlauf wie die Gesamterzeugung aufweist. Die sichtbare Erzeugung liegt jedoch fast immer unter der der Gesamterzeugung. Dies verdeutlicht auch das Streudiagramm der beiden untersuchten Größen in Abbildung 6.

Sichtbare Erzeugung DA in MWh

60.000

50.000

Erzeugung 100 % der Erzeugung sichtbar 69 % der Erzeugung sichtbar

40.000

30.000

20.000 20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

Erzeugung in Deutschland in MWh Abbildung 6:

Sichtbare Erzeugung als Funktion der Erzeugung in Deutschland

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80.000

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In lediglich zwei Stunden übersteigt die sichtbare Erzeugung die Gesamterzeugung in Deutschland. Dies kann einerseits auf der Berechnungsmethode der UCTE-Last beruhen oder andererseits der Vereinfachung geschuldet sein, dass alle nicht berücksichtigten Kaufgebote der sichtbaren Erzeugung zugerechnet werden. Diese können jedoch wie oben ausgeführt auch im begrenzten Umfang flexible Stromnachfrager – vor allem Pumpspeicherkraftwerke - sein. Im Mittel sind jedoch 69 % der tatsächlichen Erzeugung als sichtbare Erzeugung im Day-Ahead-Spotmarkt enthalten.

3.3

Vergleich der Merit-Order des Day-Ahead-Handels und der Grenzkosten basierten Merit Order des Kraftwerkparks

Die zusammengeführte Gebotskurve kann als Merit-Order Kurve der sichtbaren Erzeugung interpretiert werden. Die Merit-Order Kurve des gesamten Kraftwerkspark kann ebenfalls auf Basis der Grenzkosten (abhängig von Wirkungsgrad, Brennstoffpreis (inkl. CO 2-Zertifikate) und variablen Kosten) berechnet werden. Diese Kurve kann entsprechend der Einspeisung aus erneuerbaren Energien nach rechts verschoben werden, um die Merit-Order einer bestimmten Stunde zu erhalten. Bei einem stundenweisen Vergleich ergeben sich jedoch zwei Schwierigkeiten. Zum einen können die Grenzkosten nur auf Basis statistischer Mittelwerte der Brennstoffkosten berechnet werden und zum anderen ist nicht bekannt, welche Kraftwerke tatsächlich verfügbar sind. Zur Berücksichtigung der Verfügbarkeit wird jedes Kraftwerk entsprechend der mittleren Verfügbarkeit dieses Kraftwerkstyps in der Leistung reduziert. Die so berechnete Merit-Order des Kraftwerkspark und entsprechend der Einspeisung aus PV und Windkraft verschobene Kurve wird mit der Merit-Order der sichtbaren Erzeugung verglichen (vgl. Abbildung 7).

400

Preis/Kosten in €/MWh

300 200 100 0

-100

MO-nach Gebotskurven -200

MO_theoretisch

-300

MO_theoretisch zzgl EE

-400 0

20.000

40.000

60.000

Leistung in MW Abbildung 7:

Vergleich der berechneten Merit-Order-Kurven

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80.000

100.000

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Der Vergleich der beiden Ansätze zur Darstellung einer Merit-Order Kurve zeigt, dass es grundsätzlich drei Abschnitte gibt. Im mittleren Leistungsbereich passen die Kurven sehr gut zusammen, dies entspricht genau dem Preisbereich, in dem der Großteil aller in 2013 zu beobachtenden Preise lag. Im unteren Preisbereich sind die Preise der zusammengefassten Gebotskurve aufgrund der unlimitierten Gebote deutlich geringer als durch Grenzkosten des Kraftwerkspark erklärbar. Dies liegt zum Teil an den erneuerbaren Energien, die nach dem EEG durch die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden. Diese müssen die eingespeisten Strommengen „um jeden Preis“ verkaufen. Weitere Anbieter, die in dieses Segment fallen, sind Kraftwerke, die aufgrund von Mindestbetriebsdauer, Anfahrzeiten oder anderer betrieblicher Einschränkungen ihre Leistung vermarkten müssen. Es ist jedoch auch denkbar, dass Betreiber davon ausgehen, dass sie auf jeden Fall einen grenzkostendeckenden Zuschlag erhalten, und deshalb unterhalb ihrer Grenzkosten anbieten. Erhebliche Abweichungen zwischen den Merit-Order Kurven sind auch im oberen Leistungsbereich zu beobachten. Hier ist die Merit-Order-Kurve des Day-Ahead-Markts wesentlich steiler und erreicht deutlich höhere Preise.

4 Berechnung eines fairen Preises im Intraday-Handel 4.1

Herleitung einer Gebotskurve für den Intraday-Handel

Es wird die Annahme getroffen, dass die Day-Ahead angebotenen Kapazitäten ebenfalls untertägig zur Verfügung stehen. In diesem Fall kann die zusammengefasste Gebotskurve des Day-Ahead-Handels ebenfalls als Basis für die Preiskurve des Intraday-Handels herangezogen werden. Ein entsprechender Netto-Leistungsbedarf (positiv oder negativ) im Intraday-Markt kann zu der Leistung, die sich aus dem Market Clearing Price ergibt, addiert und ein neuer Preis in der zusammengefassten Gebotskurve abgelesen werden (vgl. Abbildung 8).

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1.1.2013 - 10 Uhr

Preis in €/MWh

15 10

5 0

Fairer Intraday-Preis Nettobedarf Intraday Merit-Order Day-ahead-Handel

-5 -10 -5.000

-2.500

0

2.500

5.000

Nettoleistungsbedarf Intraday in MW Abbildung 8:

Berechnung des fairen Intraday-Preises

Dieser Preis wird im Folgenden als fairer Intraday Preis bezeichnet. Folgende Aspekte können hierbei jedoch nicht berücksichtigt:

4.2



Nicht alle im Day-Ahead-Markt angebotenen Kapazitäten sind auch untertägig und kurzfristig verfügbar. (=> führt tendenziell zu höheren (niedrigeren) Preisen bei einem Nettobedarf (Nettoüberschuss))



Nicht alle tatsächliche eingesetzten und verfügbaren Kapazitäten sind über den DayAhead-Spotmarkt sichtbar. (=> führt tendenziell zu niedrigeren (höheren) Preisen bei einem Nettobedarf (Nettoüberschuss))



Aufgrund des unterschiedlichen Preisbildungsverfahrens in den beiden Märkten, muss davon ausgegangen werden, dass die Bieter unterschiedliche Bietstrategien verfolgen. Aufgrund des Market-Clearing-Price-Verfahrens (Day-Ahead) genügt ein Bieten mit Grenzkosten. Beim Pay-as-bid-Verfahren muss hingegen der gewünschte Deckungsbeitrag mit eingepreist werden. (=> führt tendenziell zu höheren (niedrigeren) Preisen bei einem Nettobedarf (Nettoüberschuss))

Herleitung des Leistungsbedarfs im Intraday-Handel

Zur Berechnung der fairen Preise bedarf es neben der oben formulierten Preiskurve den jeweiligen Nettobedarf (positiv oder negativ) im Intraday-Markt. Dieser wird durch Prognosefehler der Verbraucherlast, Kraftwerksausfälle und Prognosefehler der Einspeisung aus erneuerbaren Energien ausgelöst. Bei den Prognosefehlern sind jedoch nur die erkannten Prognosefehler relevant (vgl. [2]). Der erkannte Prognosefehler ergibt sich aus der der Differenz der Day-Ahead-Prognose und der kurzfristigen Prognose (bis zu einer 1hPrognose). Zu den kurzfristigen Prognosewerten und den Kraftwerksausfällen sind keine öffentlichen Daten verfügbar. Daher werden für den Nettobedarf im Intraday-Markt lediglich Seite 11 von 15

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die Day-ahead-Prognosefehler (Differenz aus Day-ahead-Prognose und Einspeisung) herangezogen. Für die weiteren Berechnungen werden die mittleren Intraday-Preise für die realen Preise verwendet. In Abbildung 9 sind bzw. abschläge im Intraday-Handel im Vergleich zum Day-Ahead-Handel als Day-ahead-Prognosefehler der Einspeisung aus PV und Windkraft dargestellt.

tatsächlicher gewichteten die PreisaufFunktion der

Preisdifferenz ID-DA in €/MWh

120 100

39,93%

80

2013

60

Abschnittsweise Mittelwerte

40 20 0

-20 -40 -60 -10.000

25,82% -5.000

0

5.000

10.000

Prognosefehler EE in MW Abbildung 9: Preisdifferenz im Intraday-Handel zum Day-Ahead-Handel als Funktion des Dayahead-Prognosefehlers der Stromerzeugung aus PV und Windkraft

Zunächst fällt auf, dass die Streuung der Preisdifferenzen sehr hoch ist. Die Streuung, die im Bereich um einen Prognosefehler nahe Null auftritt, kann den oben genannten weiteren Einflussgrößen auf den Netto-Bedarf im Intraday-Handel zugerechnet werden. Werden die Wertepaare für Prognosefehler zwischen -1 GW und 1 GW nicht berücksichtigt, befinden sich 50 % der Wertepaare im ersten Quadranten und knapp 30 % im dritten Quadranten. Je größer der absolute Prognosefehler aus erneuerbaren Energien wird, desto deutlicher wird der Einfluss auf die Preisdifferenz.

4.3

Vergleich des berechneten fairen Preises mit realen Preisen im IntradayHandel

Mit Hilfe der Merit-Order des Day-Ahead-Handels und den Prognosefehlern der Einspeisung aus erneuerbaren Energien wird der faire Intraday-Preis berechnet und den realen IntradayPreisen in jeder Stunde gegenübergestellt (vgl. Abbildung 10).

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Berechneter ID-Preis in €/MWh

300 y = 1,4667x - 14,775 R² = 0,3601

250 200 150

100 50 0

-50

Preise 2013 Abschnittsweise Mittelwerte Linear (Preise 2013)

-100 -150 -50

0

50

100

150

Gewichteter mittlerer ID-Preis in €/MWh Abbildung 10: Vergleich zwischen fairem Intraday-Preis und realem Intraday-Preis

Grundsätzlich zeigt sich der zu erwartende Zusammenhang zwischen den fairen IntradayPreisen und den real aufgetretenen Intraday-Preisen. Jedoch zeigt sich wieder eine erhebliche Streuung um den jeweiligen Mittelwert. Die berechneten Intraday-Preise sind zudem teilweise erheblich höher als die realen mittleren Intraday-Preise. Die Differenzen sind als Häufigkeitsverteilung in Abbildung 11 dargestellt.

3000

Häufigkeit

2500

2000 1500 1000 500