Eine im Rahmen des Kopernikus-Projektes SynErgie erarbeitete neue Studie der Technischen Universität München analysiert die Auswirkungen einer Aufteilung der deutschen Gebotszone auf den Day-Ahead-Strommarkt auf Basis von Daten der Bidding Zone Review der EU. Die Ergebnisse auf Basis dieser Daten zeigen, dass die Preisunterschiede zwischen den vorgeschlagenen Strompreiszonen auf Basis dieser Daten gering sind und nur geringe Einsparungen bei den Redispatch-Kosten festzustellen sind. Knotenscharfe „nodale“ Preise führen dagegen zu einer deutlichen Reduktion von Redispatch- und Gesamtkosten der Stromerzeugung.
urbans78 - stock.adobe.com Der europäische Strommarkt basiert auf großen Gebotszonen mit einheitlichen Day-Ahead-Preisen. Insbesondere in Deutschland führt die Energiewende und die zunehmende Durchdringung erneuerbarer Energiequellen zu einer signifikanten Transformation des Strommarkts, was zu Verschiebungen in Angebot und Nachfrage führt. Folglich haben die Redispatch-Volumina und -Kosten in Deutschland in den letzten Jahren erheblich zugenommen, im Jahr 2023 auf 34 TWh und Kosten in Höhe von 3,1 Milliarden. Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energiequellen ist trotz Stromnetzausbau mit einem weiteren starken Anstieg zu rechnen.
Diese Veränderungen haben eine Neubewertung des Marktdesigns und der Preisbildungsmechanismen ausgelöst, um eine effiziente Markträumung und ein besseres Engpassmanagement zu gewährleisten. Ein Schlüsselelement dieser Neubewertung ist die von der EU-Kommission geforderte Überprüfung der Gebotszonen (Bidding Zone Review – BZR), die zum Ziel hat, die Konfiguration der europäischen Gebotszonen neu zu bewerten und für Deutschland statt der Einheitspreiszone eine Aufteilung in 2-4 Zonen vorschlägt.
Die im Rahmen des SynErgie-Projektes erarbeitete Studie von Knörr, Bichler und Dobos von der Technischen Universität München nutzt einen einzigartigen Datensatz, der im Kontext der BZR veröffentlicht wurde, um verschiedene Preisbildungsregeln und Marktstrukturen für den deutschen Strommarkt zu vergleichen. Speziell analysiert sie das aktuelle einzonale sowie mehrzonale (zwischen 2 und 4 Zonen) Systeme und zusätzlich nodale Preisbildungsmodelle, unter Berücksichtigung ihrer Auswirkungen auf Markträumungspreise, Erzeugungskosten und zugehörige Redispatch-Kosten. Weiterhin untersucht sie die wirtschaftlichen Auswirkungen verschiedener Preisbildungsregeln auf den deutschen Strommarkt.
Die Studienergebnisse offenbaren mehrere Erkenntnisse. Erstens sind die Unterschiede in den durchschnittlichen Preisen zwischen den verschiedenen Zonen relativ klein, weniger als 4 EUR/MWh. Ebenso ist die Reduzierung der Preisvarianzen durch zonale Aufteilungen gering und die Gesamtkosten, die mit verschiedenen zonalen Konfigurationen verbunden sind, sind ähnlich hoch. Redispatch-Volumina und -Kosten sinken mit einer weiteren zonalen Aufteilungen nicht wesentlich. Zwar gibt es Engpässe im Stromnetz, aber diese sind nicht notwendigerweise die Interkonnektoren zwischen den Zonen. Die Unterschiede in den Gesamtkosten für verschiedene zonale Konfigurationen sind auf Basis dieses neuen Datensatzes im Verhältnis zum damit verbundenen Aufwand der Zonentrennung gering.
Die Analyse zeigt, dass eine nodale Preisbildungsregel mit durchschnittlich 36 Millionen EUR pro Tag die niedrigsten Gesamtkosten (nach Redispatch) im Vergleich zu über 39,2 Millionen EUR unter allen zonalen Preisbildungsmodellen aufweist. Dieser im Vergleich zu den verschiedenen Zonen erhebliche Vorteil ist hauptsächlich auf die Fähigkeit der nodalen Preisbildung zurückzuführen, Ressourcen effizient zuzuweisen und damit kostspielige Redispatch-Maßnahmen zu vermeiden.
Das vollständige Papier ist hier zugänglich: https://arxiv.org/abs/2403.09265
Prof. M. Bichler
m.bichler@tum.de