Modeling Spot Market Pricing with the Residual Load

Veröffentlicht am 20.04.2010

Tagungsbeitrag auf dem Enerday Kongress 2010:
Enerday - 5th Conference on Energy Economics and Technology, 16.04.2010, Dresden.


Zusammenfassung

Im Rahmen dieser Veröffentlichung werden die Auswirkungen der zunehmenden Einspeisung aus erneuerbaren Energien auf die Spotmarktpreise untersucht. Die Spotmarktpreise für Strom werden vorrangig durch die Verbraucherlast und den Grenzkosten des Kraftwerksparks bestimmt. Der Wirkungsgrad und die Brennstoffkosten (inklusive Kosten für Emissionszertifikate) sind die wesentlichen Einflussgrößen für die Grenzkosten. Entscheidend für die Preisbildung ist die Last, die durch konventionelle Kraftwerke gedeckt wird, die so genannte Residuallast (Verbraucherlast abzüglich der Einspeisung aus Must-Run-Anlagen).

Für die Jahre 2007 bis 2009 ist ein funktionaler Zusammenhang zwischen der Residuallast und den Spotmarktpreisen erkennbar. Das Bestimmtheitsmaß weist Werte zwischen 0,54 und 0,77 für einer einfache lineare Regressionsanalyse auf. Interessanterweise wird das Bestimmtheitsmaß nicht eindeutig erhöht, wenn für die Berechnung der Residuallast, weitere Lastgänge außer der Vebraucherlast und der Windeinspeisung berücksichtigt werden. Für Szenariokalkulationen wird jedoch empfohlen, die Einspeisung aus PV-Anlagen zu berücksichtigen.

Für das Jahr 2008 beträgt die Steigung der linearen Trendfunktion der normierten Spotmarktpreise als Funktion der Residuallast 0,082. Bei einem mittleren Erdgaspreis (inkl. Kosten für Emissionszertifikate) von 28 €/MWh ergibt sich somit eine Preissenkung von 2,33 €/MWh pro eingespeistes Gigawatt aus erneuerbaren Energien.

Die isolierte Betrachtung der Auswirkungen der Einspeisungen aus Windkraftanlagen und PV-Anlagen bis 2020 auf die Residuallast und somit auf die Spotmarktpreise zeigt, dass die Spannweite der Preise deutlich zunimmt. Des Weiteren würde bei einem vergleichbaren Erdgaspreis wie im Jahr 2008 und gleichem Kraftwerkspark der Strompreis um 15 €/MWh im Mittel sinken.


Summary

In this paper the effects of increasing feed-in of renewable energy sources on the spot market prices are assessed.

The electricity prices are mainly determined by the consumer load (demand) and the respective marginal cost of the power plant fleet (supply). The efficiency and the fuel prices (including the costs for emission allowances) are the main factors for the marginal costs of power plants.

It does not matter whether the feed-in of RES is modeled as supply without marginal cost or is subtracted from the consumer load. Decisive for the price is the load that has to be covered by conventional power plants, the so defined residual load.

An observable correlation with coefficients of determination from 0.54 to 0.77 between the residual load and the spot market prices was shown in a linear regression in the years from 2007 - 2009.  Interestingly, taking into account more data than consumer load and wind power feed-in for calculating the residual load does not lead to higher coefficients of determination in the years from 2007 to 2009. Hence, for price correlation analysis it is sufficient to model the residual load by the consumer load minus the feed-in of wind in the near future. However, for scenario calculations, we recommend considering the load of PV as well. Moreover, it is important to be aware that a change in power plant fleet is not regarded.

The slope of the normalized spot market price over residual load is about 0.082 per GW Residual Load. That means that the feed-in of 1 GWh must-run power, e.g. wind, leads to a spot market price reduction of 2.33 €/MWh (assuming the mean natural gas price in 2008 of 28 €/MWh).

The isolated analysis of the impact of changing the residual load from 2008 to 2020 shows a higher deviation in prices and a mean price reduction of 15 €/MWh. Changes in fuel prices and in the power plant fleet are not considered in this estimation.

 

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Autoren: Dipl.Wi.-Ing. Serafin von Roon, Matthias Huber

 

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