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Authors: 
Neuhoff, Karsten
Year of Publication: 
2011
Citation: 
[Journal:] DIW Wochenbericht [ISSN:] 1860-8787 [Volume:] 78 [Year:] 2011 [Issue:] 20 [Pages:] 16-23
Abstract: 
Die Öffnung des Strommarktes für erneuerbare Energien würde Flexibilität für die weitere Integration erneuerbarer Energien schaffen und zu erheblichen Einsparungen von Kosten und Emissionen führen. Dafür müssen die Strommärkte in dreierlei Hinsicht anders organisiert werden: Erstens erfolgen bisher die meisten Handelsaktivitäten - und damit auch die Produktionsentscheidungen - spätestens am Vortag der Stromproduktion. Doch für die effektive Nutzung von Windprognosen, die erst wenige Stunden vor der Produktion relativ genau sind, ist kurzfristige Anpassung notwendig. Zweitens hängt der Bedarf an Regelenergie zur Netzstabilisierung von dem Erzeugungsmix ab; die meisten Kraftwerke können Regelenergie nur zusammen mit Strom anbieten. Gegenwärtig wird Regelenergie jedoch getrennt von Strom und oft auf der Basis langfristiger Verträge gehandelt. Drittens kompensiert der Netzbetreiber im Allgemeinen Marktteilnehmer für Netzengpässe. Doch mit 200 GW neuer Wind- und Solaranlagenkapazität, die bis 2020 gebaut wird, muss Netzausbau mit marktbasiertem und transparentem Engpassmanagement kombiniert werden. Mit der Einführung eines unabhängigen Systembetreibers, der eine integrierte Plattform für kurzfristigen Stromhandel nach dem System engpassorientierter Preisbildung ("Nodalpreise") bietet, könnten diese Kriterien erfüllt und der Strommarkt für erneuerbare Energien weiter geöffnet werden. Erfahrungen aus den USA und Simulationen für Europa zeigen, dass die Übertragungsleistung dadurch um bis zu 30 Prozent besser genutzt und allein im Engpassmanagement ein bis zwei Milliarden Euro Kosten pro Jahr eingespart werden könnten.
Subjects: 
Market design
renewable energy
nodal pricing
transmission
JEL: 
L94
F14
L10
Document Type: 
Article

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