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25.09.2017 Von der Pipeline bis zur Blockchain

Beim Austrian Energy Day am 21. September ging es um ein weites Feld aktueller Fragen aus Energiewirtschaft und Energiepolitik.

Einen kompakten Überblick über aktuelle Themen der Energiewirtschaft und Energiepolitik bot auch heuer wieder der Austrian Energy Day der österreichischen Strombörse EXAA und des Informationsunternehmens Montel am 21. September in Wien.
Mit der Gasversorgung Europas befasste sich Boris Šešlija, Erdgasspezialist bei der Wien Energie. Ihm zufolge geht die  Gasförderung in der EU kontinuierlich zurück. Daher muss der Bedarf zunehmend durch Importe gedeckt werden. Seitens der USA besteht großes Interesse, verflüssigtes Erdgas (LNG) aus den in den Schiefergasfeldern nach Europa zu verkaufen. Allerdings rechnet sich dies erst ab einem Preis vom mindestens 20 Euro pro Megawattstunde (MWh), der zurzeit nicht erzielbar ist. „Die USA sind daher an höheren Gaspreisen in der EU interessiert. Und sie werden alles tun, um dieses Ziel zu erreichen“, betonte Šešlija. Nicht zuletzt dies stehe hinter den Versuchen der Amerikaner, Gaspipelineprojekte wie die Nord Stream 2 mittels Androhung von Sanktionen gegen europäische Unternehmen zu Fall zu bringen, die dieses vorantreiben. Darunter ist auch die österreichische OMV.
Neben Erdgas wird allerdings auch die Kohle global betrachtet weiterhin eine nicht zu unterschätzende Rolle für die Energieversorgung spielen, erläuterte Pawel Kordala von Pöyry Management Consulting. Europa sei im weltweiten Kohlegeschäft eine zu vernachlässigende Größe, die noch schrumpfen werde. Bis 2025 würden in den meisten westeuropäischen Staaten sämtliche Kohlekraftwerke stillgelegt. Längerfristig sei auch mit einem „Kohleausstieg“ Deutschlands zu rechnen. Nicht überschätzt werden dürfe auch die Position der USA - trotz der Ankündigung Präsident Donald Trumps, wieder verstärkt auf Kohle setzen zu wollen. Selbst wenn es Trump gelinge, den „Clean Power Act“ seines Vorgängers Barack Obama aufzuheben, „wird der Kohlebedarf in den USA bestenfalls gleichbleiben“. Die entscheidende Frage für die Zukunft der Kohle ist laut Kordala die Entwicklung des Bedarfs in Asien. Wegen des langsameren Wirtschaftswachstums in China sowie des dortigen Einsatzes erneuerbarer Energien sowie der Kernkraft könne nicht mit einem starken Nachfragewachstum gerechnet werden. Ob Indien den verminderten Kohlebedarf Chinas ausgleichen könne, sei ebenfalls fraglich.

„Angemessene Preisbildung“ nötig

Laut Marius Holm Rennesund von der Thema Consulting Group basiert der Strompreis in Deutschland, dem größten Elektrizitätsmarkt Europas, auf einer Reihe von Faktoren, darunter den Preisen für fossile Primärenegieträger wie Kohle und Erdgas, dem CO2-Preis sowie den Kosten für den Ausbau der erneuerbaren Energien und für den Infrastrukturausbau. Insbesondere der CO2-Preis sowie der Aufwand für die „Erneuerbaren“ wiederum sind stark von energiepolitischen Entscheidungen abhängig. Umso bedeutsamer dürfte laut Rennesund die künftige Zusammensetzung der deutschen Bundesregierung sein. In jedem Fall erwartet Thema Consulting einen langfristigen Ausstieg Deutschlands aus der Kohle, der einen wenigstens moderaten Anstieg des Strompreises zur Folge hätte. Nicht auszuschließen sei auch die Einführung eines Mindestpreises für CO2-Zertifikate, eine laut Rennesund sehr wirksame Maßnahme, um fossile Primärenergieträger zurückzudrängen.
Ähnlich argumentierte Christian Baer, der Generalsekretär der Strombörsenvereinigung Europex. Ihm zufolge werden die erneuerbaren Energien weiter an Bedeutung gewinnen. Eine der damit verbundenen Herausforderungen besteht darin, dass die Stromproduktion mittels Wind- und Solaranlagen ohne variable Kosten erfolgt. Folglich ist mit einem tendenziellen Sinken der Großhandelspreise für Strom gegen Null zu rechnen. „Daher muss das Strommarktdesign geändert werden. Denn der Strombedarf wird steigen, und das ist durch eine angemessene Preisbildung zu würdigen“, betonte Baer.

In Umsetzung

Unterdessen arbeitet der österreichische Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid (APG) am Rahmen für die Versteigerung der Kapazitäten auf den deutsch-österreichischen Stromleitungen. Gemäß einer Einigung zwischen den Regulierungsbehörden Energie-Control Austria (ECA) und Bundesnetzagentur (BNetzA) vom Mai des heurigen Jahres muss diese ab 1. Oktober 2018 erfolgen. Die maximal verfügbare Leistung wird auf 4,9 Gigawatt begrenzt. Laut Christian Todem, dem Leiter des Bereichs Market Management der APG, klärt diese zurzeit die noch offenen Fragen. Bei einer gemeinsamen Konferenz mit dem Elektrizitätswirtschaftsverband Oesterreichs Energie im November werden die Marktteilnehmer über den aktuellen Stand und die weitere Vorgangsweise informiert.
Zu erwarten ist, dass die Strompreise in Österreich ab Herbst 2018 im Durchschnitt um etwa zwei bis 2,50 Euro pro Megawattstunde über den Preisen in Deutschland liegen, berichtete Christoph Zehetner von der Inercomp, die sich unter anderem mit der Energiebeschaffung für Großkunden befasst. Stromimporte aus Deutschland sind grundsätzlich eher im Winter als im Sommer zu erwarten. Der Grund ist laut Zehetner die im Winter üblicherweise geringere Stromerzeugung der österreichischen Wasserkraftwerke, die die Produktion elektrischer Energie hierzulande dominieren.
Die „klassischen“ Probleme eines Ökostromerproduzenten schilderte Maximilian Kloess, der Geschäftsführer der Oekostrom Trading GmbH. Wird wenig Ökostrom erzeugt, sind die Preise im Großhandel wegen des geringeren Angebots üblicherweise hoch und umgekehrt. Beide Male sind die Erträge der betreffenden Produzenten nicht überragend, im ersten Fall, weil es ihnen an vermarktbaren Mengen gebricht, im zweiten Fall aufgrund der niedrigen Preise. Die Kapazitätsbewirtschaftung auf den deutsch-österreichischen Stromleitungen bietet den Ökostromunternehmen eine weitere Herausforderung, erläuterte Kloess: „Wir wissen nicht, wie hoch die Strompreise in Österreich künftig sein werden. Das ist für die Jahre ab 2019 ein nicht zu unterschätzendes Risiko.“

Speicher im Kommen

Unbestritten ist, dass die Stromspeicherung an Bedeutung gewinnt. Einen Überblick über die verfügbaren Technologien bot beim Austrian Energy Day Johannes Kathan, Forscher am Austrian Institute of Technology (AIT). Ihm zufolge lassen sich die Speichertechnologien in fünf Hauptgruppen einteilen, erstens mechanische Speicher wie Pump- und Druckluftspeicher, zweitens elektrochemische Speicher, etwa Batterien, drittens chemische Speicher wie Wasserstoff und Methan, viertens elektrische Speicher, darunter Superkonduktoren, und schließlich thermische Speicher. Weltweit sind zurzeit Anlagen mit insgesamt rund 156 Gigawatt Leistung installiert, von denen 150 Gigawatt auf Pumpspeicherkraftwerke entfallen. Kleine Speicher verzeichneten ab 2013 einen großen Aufschwung. So sind in Deutschland mittlerweile 46 Prozent aller Photovoltaikanlagen auch mit einem Stromspeicher ausgestattet. Weiterhin ist der Markt in diesem Segment subventionsgetrieben, konstatierte Kathan. Die Kosten für Batteriezellen sind jedoch massiv gesunken. Mit einem weiteren erheblichen Rückgang ist binnen der nächsten 15 Jahre zu rechnen.

Ohne Zwischenhändler?

Mit der Frage, ob die Blockchain-Technologie die Energiemärkte revolutionieren wird, befasste sich Kirsten Hasberg, die das einschlägige deutsche Unternehmen „StromDAO“ betreibt. Ihr zufolge hat die Energiewende die Strompreise im Großhandel gesenkt. Jedoch sei dieser Rückgang bei den Endkunden bisher „nicht angekommen“. Daraus ergebe sich die Überlegung, als „Prosumer“ selbst mittels dezentraler Anlagen Strom zu erzeugen und diesen zu verkaufen. Genau das ermögliche die Blockchain-Technologie, eine Art „Grundbuch“ für kommerzielle Transaktionen. „Zwischenhändler“ wie traditionelle Energieunternehmen, aber auch Energiebörsen, könnten dadurch an Bedeutung erheblich verlieren. Auf Nachfrage räumte Hasberg allerdings ein, dass die Technologie noch keineswegs genügend ausgereift ist, um von Jedermann benutzt zu werden. Zumindest auf absehbare Zeit sei es für Prosumer daher möglicherweise sinnvoll, sich beim Umgang mit Blockchains einschlägiger Unternehmen zu bedienen.

29.08.2017 LIP under XBID

Transmission System Operators and Nominated Electricity Market Operators representing Austria, the Czech Republic, Germany, Hungary, Romania and Croatia established a Local Implementation Project to realize the coupling of intraday electricity markets based on the XBID technical solution.

In August 2017, Transmission System Operators and Nominated Electricity Market Operators of Austria, the Czech Republic, Germany, Hungary and Romania, namely 50Hertz, APG, ČEPS, EPEX SPOT, EXAA, HUPX, MAVIR, Nord Pool, OPCOM, OTE, TenneT and Transelectrica signed a Memorandum of Understanding on establishing a Local Implementation Project of the Cross-Border Intraday solution (XBID) to couple intraday electricity markets. Later in August, Transmission System Operator and Nominated Electricity Market Operator of Croatia (HOPS, CROPEX) adhered to the Memorandum.

All project parties expressed their interest to implement continuous cross-border trading and to introduce implicit allocation of cross-border transmission intraday capacities on the Czech-German, Czech-Austrian, Austrian-Hungarian, Hungarian-Romanian and Hungarian-Croatian borders. The parties established a Local Implementation Project (namely LIP 15) aimed at fulfilling the requirements set by the EU-wide cross-border intraday XBID project.

All parties are committed to contribute actively to the completion of the European Internal Energy Market in line with Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (CACM regulation). The LIP 15 parties endeavour to start operation as soon as possible after the successful go-live of the first wave LIPs, currently estimated by the XBID project for Q1 2018. Based on the initial project timeline, which will be further developed, the LIP 15 parties intend to go-live in Q4 2018 (second wave LIP).

The XBID project for pan-European Intraday Coupling is comprised of members from 14 European countries. The purpose of the XBID Market Project is to enable continuous cross-zonal trading and increase the overall efficiency of intraday trading on the single cross-zonal Intraday market across Europe. This single Intraday cross-zonal market solution will be based on a common IT system forming the backbone of the European solution, linking the local trading systems operated by the Nominated Electricity Market Operators, as well as the available cross-zonal transmission capacity provided by the TSOs. Orders entered by market participants in one country can be matched by orders similarly submitted by market participants in any other country within the IT systems’ reach, provided there is cross-zonal capacity available. Despite the XBID project being a complex project to implement, it continues to make substantive progress. The XBID solution is expected to be technically ready in Q4 2017, which will then be followed by the final go-live preparations (first wave of Local Implementation Projects).

24.07.2017 MCO Plan

We are pleased to announce that, following extensive discussion and collaboration between Nominated Electricity Market Operators (NEMOs) and National Regulatory Authorities (NRAs), all NRAs approved the MCO Plan on 26 June 2017. The MCO Plan includes all the necessary steps to accomplish a European market coupling operator function to integrate European day-ahead and intraday power markets.

In April 2016, the NEMO Committee, representing all 17 NEMOs from across Europe, submitted the MCO Plan to all National Regulatory Authorities for approval under Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (the “CACM Regulation”).

The MCO Plan provides how NEMOs will jointly set up and perform the MCO functions according to the  CACM Regulation, necessary to connect day-ahead and intraday markets across the whole of Europe and provides clear and detailed rules and requirements that have been agreed upon among NEMOs. It will serve as the framework enabling the successful development and operation and of market coupling in all Member States in the years to come.

The approval of the MCO Plan represents a significant milestone in the implementation of the CACM Regulation and accomplishment of the Internal Energy Market. The NRAs ratification of the MCO Plan confirms:

  1. the adoption of Price Coupling of Regions (PCR) solution as the basis for pan-European single day-ahead coupling,
  2. the adoption of the Cross-Border Intraday (XBID) solution as the basis for pan-European single intraday coupling,
  3. the role of the NEMO Committee as the official body responsible to oversee the future establishment, development and operation of the MCO functions.

 

During the following months, the NEMO Committee will provide the necessary oversight to coordinate and report on progress to implement the MCO Plan and to successfully establish the MCO functions. In addition, all NEMOs are dedicated to fulfil further obligations under the CACM Regulation to:

  1. finalise and implement the additional methodologies required by the CACM Regulation, that NEMOs submitted to all NRAs for approval in February 2017,
  2. implement multi-NEMO arrangements, to support efficient and non-discriminatory operation where multiple NEMOs operate in the same bidding zone,
  3. deliver projects, together with TSOs and stakeholders, to implement day-ahead and intraday coupling on a European-wide basis.

 

On 12 July 2017, the NEMO Committee confirmed the appointment of Cosimo Campidoglio, current Head of Market Monitoring and Analysis at the Italian power exchange GME, as its new Chairperson. All NEMOs warmly thank the outgoing Chairperson, Andrew Claxton, for his significant contribution in establishing the NEMO Committee and fostering the wider cooperation among NEMOs.

 

Contact

Cosimo Campidoglio
Chairperson, NEMO Committee
chairman@nemo-committee.eu

NEMO Committee Members

BSP Regional Energy Exchange LLC
Croatian Power Exchange Ltd.
EirGrid plc
EPEX SPOT SE
EPEX SPOT Belgium B.V.
EXAA Abwicklungsstelle fur Energieprodukte AG
Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.
HUPX Hungarian Power Exchange Company Limited by Shares
Independent Bulgarian Energy Exchange EAD
LAGIE - Operator of Electricity Market S.A.
Nord Pool AS
OKTE a.s.
OMI - Polo Español S.A. (OMIE)
Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale “OPCOM” SA
OTE A.S.
SONI Limited
Towarowa Giełda Energii S.A.

The NEMO Committee oversees the efficient management of the cooperation between NEMOs aiming to achieve the objective of and delivering the requirements  set by the CACM Regulation. All NEMOs are part of the NEMO Committee.

Price Coupling of Regions (PCR) is the initiative of 7  European Power Exchanges (EPEX SPOT, GME, Nord Pool, OMIE, OPCOM, TGE and OTE), to develop a single price coupling solution to be used to calculate electricity prices across Europe, and allocate cross-border capacity on a day-ahead basis. This is crucial to achieve the overall EU target of a harmonised European electricity market. The integrated European electricity market is expected to increase liquidity, efficiency and social welfare.

Cross-border Intraday Market Project (XBID)  is a joint initiative by the Power Exchanges (PXs): EPEX SPOT, GME, Nord Pool and OMIE together with the Transmission System Operators (TSOs) from 11 countries, to create an integrated intraday cross-border market. The single intraday market will enable continuous cross-border trading across the entire Europe.

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