Dissertation
ZUR AUSWAHL DES OPTIMALEN NETZZUGANGS- UND ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLS FÜR
LÄNDERÜBERGREIFENDEN STROMHANDEL – EINE ANALYSE AM BEISPIEL ITALIEN-ÖSTERREICH
ausgeführt zum Zwecke der Erlangung des akademischen Grades eines Doktors der technischen Wissenschaften unter der Leitung von
Ao. Univ. Prof. DI. Dr. Reinhard Haas E 373
Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft
eingereicht an der Technischen Universität Wien Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik
von
DI. Manfred Tragner Mat. Nr. 8931780 Tannengasse 18/6, 1150 Wien
Wien, im September 2002
DANKSAGUNGEN/WIDMUNGEN
Die vorliegende Arbeit wurde am Institut für Energiewirtschaft (Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft) der Technischen Universität Wien durchgeführt. Ich möchte an dieser Stelle allen danken, die mir die Durchführung dieser Arbeit ermöglicht haben.
Besondere möchte ich mich bei meinem Betreuer Ao. Univ.-Prof. DI Dr. Reinhard Haas für seine Unterstützung, seine kritischen Anregungen und interessanten Diskussionen bedanken. Des Weiteren gilt mein besonderer Dank Herrn Ao. Univ.-Prof. DI Dr. Herbert Müller für die Zweitbegutachtung und konstruktive Hinweise und Ratschläge. Ich möchte mich aber auch bei meinen Kollegen Hans Auer und Claus Huber bedanken, deren außerordentliche Hilfsbereitschaft und Unterstützung wesentlich zum Gelingen dieser Arbeit beigetragen haben.
Mein Dank gilt auch meinen Eltern, Angela und Johann Tragner, die mich immer und in jeder Hinsicht unterstützt haben.
Meiner Frau Susanne danke ich besonders herzlich für ihren Beistand und ihre unendliche Geduld.
KURZFASSUNG
International werden die Strommärkte liberalisiert, um zu effizienteren Marktsystemen zu kommen. Die vorliegende Arbeit analysiert bestehende und derzeit diskutierte Markt- und Übertragungstarifmodelle im Hinblick auf einen effizienten europäischen Strommarkt.
Derzeit zeigt sich in Europa ein heterogenes Bild mit vielen Teilmärkten, die nur durch eine mittel- bis langfristige Veränderung zu einem harmonisierten, gemeinsamen Handelsplatz umgestaltet werden können. Die Abnahme der finanziellen Aufwendungen für den italienisch-österreichisch Markt auf Grund von alternativen Netztarifsystemen ist nur sehr gering.
Um Wettbewerb zu erreichen, wird sowohl auf nationaler als auch auf internationaler Ebene eine starke Regulierung notwendig sein. Im Hinblick auf länderübergreifenden Stromhandel sind klare und vereinheitlichende Regelungen der EU-Gremien gefordert.
ABSTRACT
The electricity markets are liberalised internationally in order to get more efficient market systems. The present work analyses existing and currently discussed market and transmission tariff models with regard to an efficient European electricity market.
At the moment Europe turned out to be very heterogeneous with a lot of section markets, which may be redesigned to a harmonised common market by medium- and long-term changes. The reduction of costs for the Italian-Austrian electricity market for the cause of alternative grid tariff systems is only minor.
To get competition, it is necessary to have a strong regulation on a national and international level. In view of transboundary electricity trade clear and standardised regulations from the EU-committees are required.
INHALTSVERZEICHNIS
1. EINLEITUNG... 1
1.1 MOTIVATION FÜR DIESE ARBEIT... 1
1.2 ZIEL DIESER ARBEIT... 3
1.3 WICHTIGE ARBEITEN ZU DIESEM THEMA... 4
1.4 AUFBAU DIESER ARBEIT... 5
2. GRUNDSÄTZLICHES ZUM STROMMARKT... 7
2.1 CHARAKTERISIERUNG VON NETZEN... 7
2.2 NETZBETREIBER... 9
2.3 EUROPÄISCHER STROMMARKT... 11
2.3.1 Marktöffnungsgrad ... 13
2.3.2 Netzzugangsorganisation ... 15
2.3.3 Erzeugungsstruktur... 17
2.3.4 Verbrauchsstruktur... 19
2.3.5 Übertragungskapazitäten ... 20
2.3.6. Regulierung ... 25
3. ÜBERTRAGUNGSNETZTARIFSYSTEME... 28
3.1 DISKUSSION DER VORAUSSETZUNGEN UND EINFLUSSFAKTOREN... 31
3.2 TARIFE FÜR LANGFRISTIG FIXE KOSTEN BESTEHENDER NETZE... 38
3.3 TARIFE FÜR VARIABLE KOSTEN ODER KURZFRISTIGE GRENZKOSTEN... 44
3.4 TARIFE FÜR KOSTEN ZUKÜNFTIGER INVESTITIONEN ODER LANGFRISTIGE GRENZKOSTEN... 49
3.5 TARIFE FÜR NETZDIENSTLEISTUNGS- UND VERRECHNUNGSKOSTEN... 51
3.6 TARIFE FÜR STRANDED COSTS... 56
3.7 TARIFE FÜR LÄNDERÜBERGREIFENDE ENERGIETRANSPORTE... 57
3.7.1 Tarifbildung... 60
3.7.2 Engpassmanagement ... 65
3.8 NETZTARIFSTRUKTUR IN EUROPA... 69
4. ANALYSE VERSCHIEDENER TARIFMODELLE FÜR LÄNDERÜBERGREIFENDE ENERGIEÜBERTRAGUNG ... 74
4.1 MODELLAUFBAU... 75
4.1.1 Zielfunktion... 78
4.1.2 Nebenbedingungen ... 78
4.1.3 Beschreibung der Zielfunktionsbestandteile... 79
4.2 MODELLANSÄTZE FÜR LÄNDERÜBERGREIFENDEN STROMHANDEL... 93
4.2.1 Kein Entgelt ... 94
4.2.2 Briefmarkentarif ... 98
4.2.3 Zonal-Pricing ... 99
4.2.4 Tarifliches Engpassmanagement... 103
4.2.5 Versteigerung ... 106
4.3 AUSWIRKUNGEN DER VERSCHIEDENEN MODELLANSÄTZE UND VARIANTEN AUF DEN
ITALIENISCH-ÖSTERREICHISCHEN STROMMARKT... 108
4.3.1 Gesamtaufwendungen für den Strommarkt in Österreich und Italien... 109
4.3.2 Grenzkosten der Erzeugung für den italienisch-österreichischen Strommarkt ... 111
4.3.3 Veränderung der Stromnachfrage... 118
4.3.4 Nutzung der Verbindungsleitungskapazitäten... 119
4.3.5 Veränderungen an den Tarifen durch die Optimierung der Gesamtaufwendungen... 123
4.4 ÜBERPRÜFUNG DER ERGEBNISSE DURCH MODELLRECHNUNGEN MIT UNTERSCHIEDLICHEN ERZEUGUNGSKOSTEN... 129
5. ZUSAMMENFASSUNG DER WICHTIGSTEN ERGEBNISSE ... 133
6. SCHLUSSFOLGERUNGEN... 138
LITERATURVERZEICHNIS ... 1
ANHANG ... 1
CURRICULUM VITAE ... 1
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
Nummer Seite
ABBILDUNG 2.1 JÄHRLICHE GRENZWERTE FÜR ZUGELASSENE KUNDEN IN EUROPA... 14
ABBILDUNG 2.2 MARKT- UND NETZZUGANGSMODELLE IN EUROPA... 17
ABBILDUNG 2.3 VERBRAUCH IN ITALIEN... 19
ABBILDUNG 2.4 KAPAZITÄTSDEFINITIONEN... 21
ABBILDUNG 3.1 ZWEI-KNOTEN-SYSTEM MIT EINEM ERZEUGER UND EINEM VERBRAUCHER... 28
ABBILDUNG 3.2 DREI-KNOTEN-NETZWERK MIT ZWEI ERZEUGERN UND EINEM VERBRAUCHER... 30
ABBILDUNG 3.3 MÖGLICHKEITEN DER TARIFSYSTEMGESTALTUNG... 36
ABBILDUNG 3.4 EINHEITSTARIF... 40
ABBILDUNG 3.5 PUNKT-ZU-PUNKT-TARIF... 43
ABBILDUNG 3.6 NODAL-PRICING... 46
ABBILDUNG 3.7 ZONAL-PRICING... 48
ABBILDUNG 4.1 BERECHNUNGSPROZESS... 75
ABBILDUNG 4.2 MODELL MIT ERZEUGUNGSKAPAZITÄTEN UND LASTGANG DES JEWEILIGEN STAATES IM DEZEMBER... 76
ABBILDUNG 4.3 MARKET CLEARING PRICE... 90
ABBILDUNG 4.4 AUTARKE ZONEN (MODELLANSATZ 1, VARIANTE 1) ... 95
ABBILDUNG 4.5 KEIN ENGPASS (MODELLANSATZ 1, VARIANTE 2) ... 96
ABBILDUNG 4.6 GRENZKOSTEN DES IMPORTMARKTES (MODELLANSATZ 1, VARIANTE 3) ... 97
ABBILDUNG 4.7 GRENZKOSTEN DES EXPORTMARKTES (MODELLANSATZ 1, VARIANTE 4) ... 98
ABBILDUNG 4.8 BRIEFMARKENTARIF NACH ETSO (MODELLANSATZ 2, VARIANTE 5)... 99
ABBILDUNG 4.9 ZONAL PRICING (MODELLANSATZ 3, VARIANTE 6)... 99
ABBILDUNG 4.10 ANREIZ FÜR ERZEUGER (MODELLANSATZ 3, VARIANTE 7)... 101
ABBILDUNG 4.11 POSITIVE NETZAUFWENDUNGEN (MODELLANSATZ 3, VARIANTE 8). 102 ABBILDUNG 4.12 BRIEFMARKENTARIF ALS ENGPASSKOMPONENTE (MODELLANSATZ 4, VARIANTE 10) ... 104
ABBILDUNG 4.13 VERSTEIGERUNG MIT MAXIMALER ZAHLUNGSBEREITSCHAFT (MODELLANSATZ 5, VARIANTE 14-17) ... 107
ABBILDUNG 4.14 VERSTEIGERUNG MIT EINNAHMENAUSGLEICH (MODELLANSATZ 5, VARIANTE 18 - 21)... 108
ABBILDUNG 4.15 GESAMTAUFWENDUNGEN NACH SZENARIEN FÜR DEN ITALIENISCH- ÖSTERREICHISCHEN STROMMARKT... 110
ABBILDUNG 4.16 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN ITALIEN... 111
ABBILDUNG 4.17 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN ÖSTERREICH... 112
ABBILDUNG 4.18 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM AUGUST IN ITALIEN... 113
ABBILDUNG 4.19 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM AUGUST IN
ÖSTERREICH... 114
ABBILDUNG 4.20 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ITALIEN... 115
ABBILDUNG 4.21 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ÖSTERREICH... 116
ABBILDUNG 4.22 DETAILAUSSCHNITT DER SPEZIFISCHEN KOSTEN AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ÖSTERREICH... 117
ABBILDUNG 4.23 DETAILAUSSCHNITT DER NACHFRAGEÄNDERUNGEN DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN ÖSTERREICH... 118
ABBILDUNG 4.24 ÄNDERUNG DER EXPORTKAPAZITÄTSNUTZUNG DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN ÖSTERREICH... 120
ABBILDUNG 4.25 ÄNDERUNG DER EXPORTKAPAZITÄTSNUTZUNG DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ITALIEN... 121
ABBILDUNG 4.26 ÄNDERUNG DER EXPORTKAPAZITÄTSNUTZUNG DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ÖSTERREICH... 122
ABBILDUNG 4.27 ÄNDERUNG DER VERBINDUNGSTARIFE FÜR IMPORTE NACH ITALIEN DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE... 124
ABBILDUNG 4.28 ÄNDERUNG DER VERBINDUNGSTARIFE FÜR EXPORTE VON ÖSTERREICH DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE... 125
ABBILDUNG 4.29 ÄNDERUNG DER ENERGIEABHÄNGIGEN NETZTARIFE FÜR IMPORTEURE IN ITALIEN DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE... 126
ABBILDUNG 4.30 ÄNDERUNG DER ENERGIEABHÄNGIGEN NETZTARIFE FÜR ERZEUGER IN ITALIEN DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE... 127
ABBILDUNG 4.31 ÄNDERUNG DER ENERGIEABHÄNGIGEN NETZTARIFE FÜR EXPORTEURE IN ÖSTERREICH DURCH VERSCHIEDENE ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE... 128
ABBILDUNG 4.32 STROMERZEUGUNGSKOSTEN IN ITALIEN UND ÖSTERREICH... 130
ABBILDUNG 4.33 GESAMTAUFWENDUNGEN FÜR DEN ITALIENISCH-ÖSTERREICHISCHEN STROMMARKT IM APRIL... 131
ABBILDUNG 4.34 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG BEI UNTERSCHIEDLICHEN UND GLEICHEN ERZEUGUNGSKOSTEN IN ÖSTERREICH IM APRIL... 132
ABBILDUNG 5.1 VORSCHLAG FÜR EIN „OPTIMALES“ NETZTARIFSYSTEM... 136
ABBILDUNG A1 VERBRAUCH IN ÖSTERREICH... 1
ABBILDUNG A2 GESAMTVERBRAUCH VON ÖSTERREICH UND ITALIEN... 2
ABBILDUNG A3 MONATLICHE GESAMTAUFWENDUNGEN NACH SZENARIEN FÜR DEN ITALIENISCH-ÖSTERREICHISCHEN STROMMARKT... 3
ABBILDUNG A4 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN ITALIEN... 4
ABBILDUNG A5 SPEZIFISCHE STROMKOSTEN AM DRITTEN MITTWOCH IM DEZEMBER IN ÖSTERREICH... 5
ABBILDUNG A6 NACHFRAGEÄNDERUNGEN DURCH VERSCHIEDENE
ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE AM DRITTEN MITTWOCH IM APRIL IN
ÖSTERREICH... 6 ABBILDUNG A7 GRENZKOSTEN DER ERZEUGUNG BEI UNTERSCHIEDLICHEN UND
GLEICHEN ERZEUGUNGSKOSTEN IN ÖSTERREICH IM APRIL... 7 ABBILDUNG A8 VERGLEICH DER NETZTARIF DER VERBINDUNGSLEITUNG FÜR
IMPORTEURE (VERBRAUCHER) IN ITALIEN IM MONAT APRIL... 8
TABELLENVERZEICHNIS
Nummer Seite
TABELLE 2.1 ÜBERTRAGUNGSTARIFMODELLE IN EUROPA... 8
TABELLE 2.2 NETZZUGANGSMODELLÜBERBLICK... 12
TABELLE 2.3 MARKTÖFFNUNGSGRAD... 13
TABELLE 2.4 UNTERSCHIEDE ZWISCHEN ALLEINABNEHMER UND NETZZUGANG AUF VERTRAGSBASIS... 16
TABELLE 2.5 STROMERZEUGUNGSKOSTEN (HAAS/AUER (42) UND EIGENE ANGABEN) .. 18
TABELLE 2.6 STROMERZEUGUNGSKAPAZITÄTEN... 18
TABELLE 2.7 IN EUROPA VORHANDENE ÜBERTRAGUNGSKAPAZITÄTEN... 23
TABELLE 2.8 NTC-WERTE FÜR WINTER 2000/2001 ... 23
TABELLE 2.9 NTC-WERTE FÜR SOMMER 2000 ... 24
TABELLE 3.1 TARIFZEITEN IN ITALIEN... 41
TABELLE 3.2 NETZEBENEN IN ITALIEN... 41
TABELLE 3.3 NETZANSCHLUSSTARIF IN ITALIEN... 42
TABELLE 3.4 ENTFERNUNGSKOMPONENTE BAYERNWERK, 1998... 44
TABELLE 3.5 GRENZVERLUSTKOEFFIZIENT ZWEIER NETZKNOTEN IN SCHWEDEN, 2001. 49 TABELLE 3.6 SYSTEMDIENSTLEISTUNGEN... 52
TABELLE 3.7 AUSGLEICHSKOEFFIZIENTEN IN ITALIEN... 55
TABELLE 3.8 MESSTARIFE IN ÖSTERREICH... 56
TABELLE 3.9 TARIFKOMPONENTEN FÜR DAS ÜBERTRAGUNGSNETZ IN VERSCHIEDENEN STAATEN... 71
TABELLE 4.1 SYSTEMNUTZUNGSGEBÜHR IN ITALIEN... 81
TABELLE 4.2 VERLUSTKOEFFIZIENTEN IN ITALIEN... 82
TABELLE 4.3 ZUSCHLÄGE IN ITALIEN... 82
TABELLE 4.4 NETZNUTZUNGSENTGELT IN ÖSTERREICH FÜR EBENE 1 UND 2... 83
TABELLE 4.5 TARIFZEITEN IN ÖSTERREICH... 84
TABELLE 4.6 NETZVERLUSTENTGELT IN ÖSTERREICH FÜR EBENE 1 UND 2... 85
TABELLE 4.7 SYSTEMDIENSTLEISTUNGSENTGELT IN ÖSTERREICH... 85
TABELLE 4.8 BETRIEBSBEIHILFEN IN ÖSTERREICH... 86
TABELLE 4.9 IN DEN MODELLVARIANTEN VERWENDETE FORMELN... 94
TABELLE 4.10 VERBINDUNGSKAPAZITÄTSAUKTION... 106
TABELLE 4.11 BRENNSTOFFKOSTEN FÜR STROMERZEUGUNG 1994 IN €/TOE... 129
1. EINLEITUNG
1.1 Motivation für diese Arbeit
Weltweit werden die Liberalisierung und die Einführung von Wettbewerb in der Energiewirtschaft diskutiert. Durch die Öffnung des gesamten Netzes und Einführung eines getrennten Tarifs für Netz und elektrische Energie erwarten die Regierungen der liberalisierenden Staaten mehr Wettbewerb zwischen den Energieversorgungsunternehmen.
Es wird von der Annahme ausgegangen, dass der Wettbewerb zu Effizienzsteigerungen und niedrigeren Preisen führt, was wiederum eine Stärkung der gesamten Wirtschaft bedeuten würde.
Auch die Mitgliedstaaten der Europäischen Union waren von dieser grundsätzlich positiven Entwicklungsmöglichkeit des Strommarktes überzeugt, wollten aber historisch bedingte Strukturen nicht so rasch ändern. Die Umsetzung der EU-Strommarktrichtlinie in den einzelnen Staaten zeigt keinen einheitlichen Binnenmarkt für Elektrizität, sondern derzeit 15 verschiedene nationale Strommärkte. In Europa haben sich aufgrund der bestehenden Übertragungsbeschränkungen zwischen verschiedenen Regionen eine kleine Anzahl von Zonen mit einheitlichen Strompreisen herauskristallisiert, die sich noch weiter verändern werden. Durch die bestehenden Energiepreisunterschiede zwischen den Staaten werden grenzüberschreitende Stromlieferungen für Erzeuger immer interessanter. Wie das Beispiel Italien zeigt, sind dabei die Verbindungsleitungen zwischen den Staaten unter den neuen Rahmenbedingungen auch neu zu bewerten. Einerseits kann die Kopplung eines kleineren an einen größeren Marktplatz zur Verteuerung des Stromes am kleineren Marktplatz führen. Andererseits verhindern zu geringe Leitungskapazitäten die Nutzung effizienterer Erzeugungsanlagen. Im Hinblick auf einen optimalen Verbindungs- leitungsausbau zwischen den Staaten würde ein striktes Unbundling (getrennte Firmen) der Übertragungsnetzbetreiber hilfreich sein, da wohl kein erzeugernaher Übertragungs- netzbetreiber ein Interesse an einer weiteren Öffnung des Heimmarktes für ausländische Erzeugungseinheiten haben wird.
Die alten Strukturen aus der Zeit der vertikal integrierten Unternehmen genügen nicht den Anforderungen des Wettbewerbs. Für das Zustandekommen eines wettbewerbsmäßig organisierten, länderübergreifenden Strommarktes sind in bezug auf das Netz im wesentlichen drei Punkte wichtig:
• Wahl der Marktmodelle mit den Grenzwerten für zugelassene Kunden
• Wahl des Übertragungstarifmodells
• Höhe der Übertragungstarife
Im Hinblick auf die Marktmodelle und Grenzwerte für zugelassene Kunden besteht die Forderung, möglichst einheitliche Rahmenbedingungen zu schaffen, um den bürokratischen Aufwand für Kunden und Lieferanten klein zu halten.
Zur Wahl der Übertragungstarife ist anzumerken, dass ein Großteil der europäischen Staaten einen Punkttarif planen oder eingeführt haben, daher wäre es sinnvoll die anderen
Systeme an diese Form anzugleichen, um eine Erleichterung des Stromhandels herbeizuführen. Zusätzlich müssten die Tarifkomponenten so gewählt werden, dass etwaige Leitungsengpässe und Verluste berücksichtigt und die Preise für Einspeisung und Entnahme von Energie entsprechend der verursachten Kosten verrechnet werden. Eine immense bürokratische Erleichterung für mögliche Stromhändler wäre, wenn sie die Tarife für alle Länder nach demselben System berechnen könnten. Grundsätzlich wird festgestellt, dass es unmöglich ist, von heute auf morgen ein optimales Modell für die Tarifierung der Netzkosten mit Allgemeingültigkeit einzuführen. Ausgehend von historischen Entwicklungen und Notwendigkeiten muss ein veränderbarer Lösungsansatz gesucht werden, der im Endausbau ein gesamteuropäisch optimales Modell mit möglichst wenigen und einfachen Tarifkomponenten ergibt, wobei der Handhabung des grenzüberschreitenden Handels eine besondere Bedeutung zukommt.
In Bezug auf die Höhe der Übertragungsnetztarife wird es in den einzelnen Staaten aber auch auf EU-Ebene einer starken Regulierung bedürfen, die auf einen effizienten Betrieb der weiterhin als Monopolbereich geführten Netze achtet. So werden Reduktionen der Netztarife, wie sie die österreichische Strommarktaufsicht in der Höhe von 7,5 % für das Netzgebiet der Wienstrom vorschreibt (siehe Kurier, 1. März 2002, Seite 22), wohl auch in anderen Staaten erfolgen. Die Bedeutung dieses Umstandes wird umso mehr bewusst, je besser die relativ geringen Möglichkeiten einer Reduktion des Gesamtaufwandes für den Strommarkt durch Veränderungen des Übertragungstarifsystems durch die erfolgten Modellrechnungen belegt werden können. Eine weitere Möglichkeit in diesem Bereich Kosten zu senken, wäre die Synergien aus der Zusammenlegung mehrerer Übertragungsnetzbereiche zu nutzen.
Neben diesen netzrelevanten Faktoren muss ein Wettbewerbsmarkt auch noch andere Kriterien erfüllen, um effizient sein zu können. So ist eine große Anzahl von Erzeugern erforderlich, die auf diesem Markt bieten und nicht die Größe haben Marktmacht auszuüben, um das Funktionieren der Marktmechanismen sicher zu stellen. Die Konsequenzen einer weitergehenden Marktkonzentration in Bezug auf Anbieter am europäischen Strommarkt wurden zwar in dieser Arbeit nicht untersucht, die Entwicklungen in Österreich lassen aber befürchten, dass möglicherweise entstehende Großanbieter (EnergieAllianz – Verbund) Erzeugungseinheiten strategisch einsetzen könnten, um sogar in Zeiten abseits der Spitzenlasten im Netz Engpässe herbeizuführen oder höhere Preise an Strombörsen zu erreichen. Unter der praxisnahen Annahme kurzfristig relativ unelastischer Nachfrage kann eine dominante Firma nahezu jeden Preis erwirken. Diese Marktmacht kann zu einem beträchtlichen Problem für einen effizient zu führenden Wettbewerbsmarkt werden.
Die weltweit historisch unterschiedlich gewachsene Struktur der Elektrizitätswirtschaft gibt die Randbedingungen für die ersten Liberalisierungsschritte der einzelnen Staaten vor. Es müssen aber auch in den meisten Staaten erst die technischen Voraussetzungen in Form von Informationssystemen zur detaillierten Abrechnung geschaffen werden. Dies führt dazu, dass die von den Staaten geschaffenen gesetzlichen Rahmenbedingungen den auf den Märkten agierenden Netzbesitzern und -betreibern großen Handlungsspielraum in der Gestaltung der Tarife und im Umgang mit Kunden lassen, wodurch oft wettbewerbsverzerrende Systeme entstehen. Auch die Rahmenbedingungen der EU- Elektrizitätsrichtlinie lassen den einzelnen Mitgliedsstaaten große Freiräume in der Umsetzung, wodurch zwar innerstaatlich Möglichkeiten für Wettbewerb geschaffen
werden, der Handel mit anderen Staaten aber möglicherweise behindert wird. Um ein optimales System für den länderübergreifenden Stromhandel in der Europäischen Union zu entwickeln, treffen sich halbjährlich in Florenz die Regulatoren der einzelnen Mitgliedsländer mit der Europäischen Kommission und den Verbänden der Netzbetreiber und Netznutzer.
Der Übergang von einem weitgehend zentral organisierten und eng verflochtenen Erzeugungs- und Übertragungssystem auf ein Abrechnungssystem, das dezentrale, zeitlich variable Parameter zu berücksichtigen hat, erfordert einen Lern- und Anpassungsprozess, der, ausgehend von einem möglichst einfachen System, schrittweise zu einer Annäherung an ein „optimales“ System führt. Optimal bedeutet in diesem Zusammenhang, dass einerseits die Gesamtaufwendungen aus volkswirtschaftlicher Sicht minimal und andererseits Lenkungsmaßnahmen zur Verbesserung der derzeitigen Situation eingeführt werden. Es muss auch berücksichtigt werden, dass elektrische Energie sich von anderen Gütern in den benötigten Vorkehrungen für einen effizienten Betrieb unterscheidet und Wettbewerb effiziente Spotmärkte und ein wohldefiniertes Vertragswerk benötigt. In anderen Gütermärkten kann der Transport des Gutes wettbewerbsmäßig organisiert werden, während das wegen des starken natürlichen Monopolcharakters des Stromnetzes in der Elektrizitätswirtschaft nicht möglich ist.
1.2 Ziel dieser Arbeit
Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG (28) lässt sehr viel Freiheit in der Gestaltung der Marktrahmenbedingungen und Übertragungstarife. Die Umsetzung in den Mitgliedstaaten führte zu vielen verschiedenen Systemen, wobei die Behandlung der Energielieferungen über Ländergrenzen zuerst bei der EU überhaupt keine Behandlung fand und in weiterer Folge zur Implementierung eines Briefmarkentarifs für die Verbindungsleitungen durch Exporteure führte. Aufgrund der Tatsache, dass das europäische Stromnetz ursprünglich nicht auf großflächige Transporte ausgelegt wurde, kommt es zwischen den Ländern zu Engpässen und Leitungsüberlastungen, wofür ein Briefmarkentarif keine geeignete Gegenmaßnahme darstellt.
Die zentrale Frage der Arbeit ist es, einen Vorschlag für ein „optimales“ Netzzugangs- und Netztarifsystem für länderübergreifenden Stromhandel auszuarbeiten, wobei dieser minimalen finanziellen Gesamtaufwand für die Marktteilnehmer und Anreizmodelle für Strukturverbesserungen enthalten muss. Da dieses System auf den bestehenden, innerstaatlichen Netzzugangs- und Netztarifsystemen und der Zahlungsbereitschaft der Marktteilnehmer aufbaut, ist die Analyse verschiedener Übertragungstarifmodelle mit unterschiedlichen Tarifhöhen erforderlich.
Die wichtigsten davon abgeleiteten Fragestellungen in dieser Arbeit sind:
• Welche Marktmodelle, Kostenzuordnungsmethoden und Übertragungstarifsysteme gibt es? Was sind deren Vor- und Nachteile? Wie können die Methoden eingeteilt werden und welche werden in liberalisierten Märkten eingesetzt?
• Welchen Einfluss haben die Verbindungsleitungen zwischen den Staaten bzw.
Zonen auf den Gesamtaufwand?
• Wie sieht eine effiziente Tarifgestaltung für den Zugang zum Übertragungsnetz für grenzüberschreitende Energielieferungen unter Berücksichtigung der vorhandenen Übertragungstarifsysteme aus?
• Welche europäischen Rahmenbedingungen sind für einen effizienten Übertragungsmarkt notwendig?
Zur Beantwortung der zentralen Frage wurde ein Optimierungsmodell entwickelt, dass den italienisch-österreichischen Strommarkt abbildet. Dabei wurde ein Ansatz gewählt, der Netzkosten und Energiekosten gemeinsam optimiert, anstatt rein nur die Netzkosten zu betrachten.
1.3 Wichtige Arbeiten zu diesem Thema
Die gesetzlichen Rahmenbedingungen der EU-Staaten werden durch die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG (28) festgelegt, wobei ergänzende Harmonisierungsnotwendigkeiten – vor allem im Hinblick auf länderübergreifenden Stromhandel – erkannt wurden, die sich in Veröffentlichungen von Wissenschaftlern (Tragner/Haas (89)) und europäischen Institutionen (Eurelectric (32), Europäischen Kommission (14) und (31), Europäische Übertragungssystembetreiber (21)) widerspiegeln.
Es muss auch berücksichtigt werden, dass elektrische Energie sich von anderen Gütern in den benötigten Vorkehrungen für einen effizienten Betrieb unterscheidet und Wettbewerb effiziente Spotmärkte und ein wohldefiniertes Vertragswerk benötigt (siehe Ruff (81)).
Die Umstrukturierung des Elektrizitätssektors und die Wahl eines entsprechend wettbewerbsfördernden Marktmodells ist essenziell für die Erreichung der erwarteten Effizienzsteigerung (siehe Harvey et. al. (46)).
Das Stromnetz wird in Fachkreisen (siehe beispielsweise Ruff (81)) als ein natürliches Monopol gesehen. Diese Eigenschaft bezieht sich auf die Möglichkeit verschiedene Vernetzungsvorteile (Economies of Scale) nutzen zu können, die von Perner et. al. (74,76) beschrieben wurden. Dieser Monopolbereich sollte daher möglichst von einer unabhängigen Partei, dem Independent System Operator (ISO), betrieben werden (siehe Masiello/Willis (66) und Oren (73)).
Die für die Modellrechnungen erforderlichen, vereinheitlichten Stromerzeugungskosten in Europa wurden einer Arbeit von Haas/Auer (42) entnommen. Historische Kraftwerkskapazitäten, Lastgänge und Übertragungskapazitäten für den europäischen Strommarkt findet man in den Statistiken von UCTE und Nordel. Die aktuellen NTC- Werte (Net Transfer Capacity) für Europa sind auf der Website von ETSO (www.etso-net.org) abrufbar.
Die verschiedenen, teilweise widersprüchlichen Anforderungen an ein Netztarifsystem können bei Cannella et. al. (12), Griffes (37), Harvey et. al. (46), Hassink/Jones (47), Meier et. al. (68) und Perner et. al. (74) nachgelesen werden. Das von Griffes (37) vorgeschlagene Tarifsystem mit Netznutzungsgebühren zur Deckung der kurzfristigen Grenzkosten (Grenzverluste, Engpasskosten) und Zugangsgebühren zur Sicherung der Fixkostendeckung des Netzes auf der Basis des historischen Maximums sollte diesen Anforderungen weitgehend genügen.
Die Untersuchungen von Hirst/Kirby (51, 52) zeigen auf der Hochspannungsebene die Anteile der verschiedenen Netzkosten an den Stromkosten. Grundsätzliche Überlegungen
zu den Netzkosten können bei Klafka et. al. (57) und Perner et. al. (74,76) nachgelesen werden. Viele Möglichkeiten zur Kostenzuordnung auf Basis von Gesamtkosten und langfristigen Grenzkosten hat bereits 1994 Happ (45) aufgezeigt, wobei sich manche – wie die Megawatt-Kilometer-Methode – als umständlich und wettbewerbshemmend herausgestellt haben. Kostenzuordnung auf Basis von kurzfristigen Grenzkosten kann durch ein Spotpreissystem, wie es Schweppe et. al. (83) vorschlagen, erreicht werden.
Verschiedene Netzdienstleistungskosten können (siehe Kirby et. al. (54)) direkt mit den Netzkosten verrechnet werden. Eine Diskussion einzelner Methoden für Stranded Costs erfolgt beispielsweise bei Schmitt (82) und Rosenberg. Brubaker & Associates, Inc. (80).
Baxter et. al. (7) haben die unterschiedlichen Argumente für und gegen die verschiedenen Methoden zusammengefasst.
Als Basis für die Ausführungen über bestehende Markt- und Übertragungstarifsysteme dienten frühere Arbeiten (siehe beispielsweise Tragner/Haas (89)), die mit Veröffentlichungen auf den Websites der jeweiligen Übertragungssystembetreiber, Regulatoren und Energieministerien der europäischen Staaten auf Stand vom Dezember 2001 gebracht wurden.
Weitere Erläuterungen zur Funktion des Solvers werden in Baloui (5), Mesina (69) und der Excel-Hilfe angeboten. Zur Modellvereinfachung und Verringerung der Lösungszeit gibt Stoft (88) eine genaue Argumentation wider. Zur Modellerstellung waren die Veröffentlichungen von Chao and Peck (13), Allen et. al. (1) und Galiana et. al. (35) sehr hilfreich.
Bei der Berechnung der Grenzerzeugungskosten und der Modellierung eines Spotmarktes wurden auf die Erkenntnisse von Ruff (81) und Stoft (88) zurückgegriffen, während für die Rolle von Übertragungsleitungen in wettbewerbsmäßig organisierten Strommärkten Quick/Carey (79) die Grundlage lieferten.
Zur Effizienz und zu Vor- und Nachteilen verschiedener Auktionsverfahren siehe Elmaghraby/Oren (16), Wu/Varaiya (101) und Ethier et. al. (20). Eine spezielle Spotmarktanwendung, die Ermittlung des Übertragungsmarkt-Clearing-Preises wird in den Marktregeln von e-on-Netz (18) dargelegt und kommt im Modell in ähnlicher Form zur Anwendung.
1.4 Aufbau dieser Arbeit
Im zweiten Kapitel werden grundsätzliche Überlegungen zum Strommarkt, die europäischen Rahmenbedingungen und die Ausgangsstruktur des Strommarktes in Europa dargelegt. Ausgehend von der Charakterisierung der Netze, der Unterteilung in Übertragungs- und Verteilnetze, der Begründung für die Monopolstellung im Netzbereich und der Bedeutung eines unabhängigen Netzbetreibers, werden die europäischen Rahmenbedingungen für die nachfolgenden Modellrechnungen dokumentiert.
Im dritten Kapitel werden die Möglichkeiten verschiedener Tarife für die unterschiedlichen Kostenkomponenten der Stromnetze analysiert und die derzeitige Tarifstruktur in den einzelnen europäischen Staaten aufgezeigt. Beides dient als Grundlage für die Modellberechnungen. Die Abschätzung der Tarifmöglichkeiten ist eine Voraussetzung zur Erstellung der Modellvarianten, während die derzeitige Tarifstruktur wichtige Daten für die Berechnung liefert.
Im vierten Kapitel wird der Modellaufbau für eine Gesamtaufwandsminimierung des italienisch-österreichischen Strommarkts dargelegt und das benötigte Formelwerk abgebildet. Es werden verschiedene Modellansätze für länderübergreifenden Stromhandel vorgestellt, deren Ergebnisse im Hinblick auf die zuvor definierten, gewünschten Eigenschaften untersucht werden. Eine Sensitivitätsanalyse mit unterschiedlichen Stromerzeugungskosten für Österreich und Italien dient zur Absicherung der Ergebnisse.
2. GRUNDSÄTZLICHES ZUM STROMMARKT
Voraussetzung für die Entwicklung eines funktionierenden Netzzugangs- und Netztarifsystems ist die Kenntnis der Besonderheiten des Marktes für elektrische Energie im Unterschied zu anderen Warenmärkten. So wird die Bedeutung von Unbundling erst bewusst, wenn man die Aufgaben und Einflussmöglichkeiten eines Übertragungsnetzbetreibers betrachtet. Diese und andere Voraussetzungen für einen europäischen Strommarkt wurden von der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG (28) geschaffen.
Betrachtet man die technische und wirtschaftliche Struktur der Strommärkte der einzelnen europäischen Staaten, so trägt dies zu einem besseren Verständnis der von den Ländern gewählten Netzzugangs- und Netztarifsysteme bei. Außerdem sind diese Strukturdaten unumgängliche Tatsachen auf der Suche nach einem darauf aufbauenden Übertragungstarifsystem für länderübergreifenden Stromhandel.
2.1 Charakterisierung von Netzen
Netzgebundene Infrastrukturen wie Transportsektor, Telekommunikation und Energie sind traditionell Bereiche mit signifikantem staatlichen Einfluss, was sich in strenger Regulierung und/oder staatlichem Besitz offenbart. In der Vergangenheit wurden diese Sektoren wegen des außergewöhnlichen Vorkommens von Marktversagen oftmals als für staatliche Einflussnahme wichtig wahrgenommen (siehe Künneke (60)). Technische Netzwerke werden oft als Wechselbeziehung zwischen Knoten und Verbindungen beschrieben. Verbindungen bewältigen die Güter- oder Serviceleistungsströme zwischen den Knoten. Knoten können als Bindeglieder zwischen Verbindungen zur Änderung der Flussrichtung in Netzwerken, oder als Austauschpunkte zur Entnahme oder Zuführung von Gütern oder Serviceleistungen in das Netz bzw. aus dem Netz betrachtet werden. Im Elektrizitätssektor kann beispielsweise das Wirtschaftsgut „Strom“ nur dann bereitgestellt werden, wenn Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Handel auf besondere Art zusammenarbeiten, um elektrische Energie an Endkunden zu liefern. Aus historischer Sicht war die Übertragung und Verteilung technisch und wirtschaftlich nicht trennbar von Erzeugung und Verbrauch. Das Stromnetz wurde nicht als eigenständige wirtschaftliche oder technische Einheit gesehen, sondern als Teil eines integrierten Systems aus Erzeugung und Verbrauch.
Zur Übertragung elektrischer Energie werden Höchst- (≥220 kV) und Hochspannungsnetze (≥110 kV) genutzt, während zur Stromverteilung Netze mit Spannungsebenen unter 110 kV in Verwendung sind. Zur Zuordnung der Netzebenen, und damit zur Teilung von Übertragungs- und Verteilnetz, konnten Meier et. al. (68) feststellen, dass die überwiegende Mehrheit der Länder die 110-kV-Ebene zum Verteilnetz zählt. Bei der Überprüfung der gesetzlichen Rahmenbedingungen in Europa konnte festgestellt werden, dass nur Dänemark, Frankreich und Luxemburg Netzebenen unter 110 kV als Übertragungsnetzteile führen (siehe Tabelle 2.1). Die elektrische Energie teilt sich den Kirchhoff‘schen Gesetzen entsprechend auf die einzelnen Leitungen eines Netzes auf. Aufgrund dieser physikalischen Gesetze sucht sich Strom weder den kürzesten Weg,
noch lässt er sich auf einen bestimmten Weg festlegen. Die Netzverluste sind überproportional von der transportierten Leistung abhängig. Entgegengesetzte elektrische Energieflüsse kompensieren sich und tragen daher nicht zur Belastung und zu den Verlusten der Netze bei.
Land Übertragungs- netzbereiche
Tarifsystem innerhalb der Übertragungs- netzbereiche
Übertragungs- systembetreiber1
Spannungsniveau des Übertragungs-
systems
Tarifregulierung
Belgien 1 Einheitstarif AEB (Elia NV) über 150 kV Maximumtarif Dänemark 2 Punkttarif VBVB (Ost: Eltra,
West: Elkraft Systems) über 100 kV Kostenbasierend mit Benchmarking
Deutschland 6 Punkttarif
VBVB (Bewag, EnBW Transportnetze, E. ON Netz , HEW,
RWE Net, VEAG)
über 220 kV Kostenbasierend mit Benchmarking Finnland 1 Einheitstarif VBEB (Fingrid 99,5 %
des Netzes) über 110 kV Kostenbasierend Frankreich 1 Einheitstarif AEB (RTE) über 63 kV Price-cap Griechenland 1 Zonentarif VBEB (Hellenic
Transmission System
Operator S.A., HTSO) über 150 kV Kostenbasierend
Großbritannien 4 Zonentarif
VBVB ( NGC National Grid Company, Scottish
Power, Scottish Hydro, Northern Ireland Electricity)
über 132 kV Price-cap
Irland 1 Punkttarif AEB (EirGrid) über 110 kV Rate-of-Return Italien 1 Einheitstarif VBEB (GRTN) über 150 kV Price-cap Luxemburg 1 Einheitstarif AEB (CEGEDEL
S.A.) über 65 kV Minimum- und Maximumtarif Niederlande 1 Punkttarif VBEB (TenneT) über 220 kV Price-cap
Norwegen 1 Zonentarif VBEB (Statnett) über 300 kV und
teilweise 132 kV Kostenbasierend Österreich 3 Punkttarif VBVB (Ost: APG
Austrian Power Grid,
West: Tiwag, Illwerke) über 110 kV Kostenbasierend (Price-cap) Portugal 1 Einheitstarif VBEB (REN Rede
Electrico Nacional) über 150 kV Kostenbasierend mit Einnahmenkorrektur Schweden 1 Punkttarif AEB (Svenska
Kraftnät) über 220 kV Kostenbasierend Schweiz 7 (1 geplant) Punkttarif
VBEB (Schweizerische Netzgesellschaft
geplant) über 220 kV Kostenbasierend Spanien 1 Einheitstarif VBEB (REE Red
Electrica de Espana) über 220 kV Kostenbasierend
1VBVB = Verteilter Besitz und verschiedene Betreiber; VBEB = Verteilter Besitz und ein Betreiber; AEB = Alleineigentümer und Betreiber
Tabelle 2.1 Übertragungstarifmodelle in Europa
Eine von Fachleuten (siehe beispielsweise Ruff (81)) weitgehend anerkannte Tatsache ist, dass das Stromnetz ein natürliches Monopol darstellt. Diese Eigenschaft bezieht sich auf die Möglichkeit verschiedene Vernetzungsvorteile (Economies of Scale) nutzen zu können, die von Perner et. al. (74, 76) behandelt wurden. Durch den Zusammenschluss mehrerer Erzeuger zu einem großen Versorgungsnetz ist gemeinsame Reservehaltung möglich,
wodurch es zu einer Kostenersparnis für den einzelnen Erzeuger kommt, die durch die gemeinsame Nutzung der Netze noch erhöht werden kann. Der Anschluss von Verbrauchern mit unterschiedlichen Lastprofilen führt zu einer besseren Auslastung der installierten Kapazitäten. Die Versorgung der Verbraucher erfolgt durch die Vernetzung nach wie vor aus dem nächstgelegenen Kraftwerk, unabhängig davon, ob die Kunden mit einem anderen Versorger einen Liefervertrag abgeschlossen haben. Durch die Nutzung der frei werdenden Kapazitäten von anderen Erzeugern oder Abnehmern kann das Investitionsrisiko minimiert werden.
Für den Netzzugang werden neben den entgeltlichen Bedingungen auch nichtentgeltliche Zugangsregeln erlassen, die sich in erster Linie auf die technischen Anschlussbedingungen beziehen und im sogenannten Grid Code zusammengefasst werden. In diesen Anschlussbedingungen werden Frequenz und Spannung bei Einspeisungen und Entnahmen, Durchleitungsdauer und Lastinanspruchnahme, Prüfverfahren für den Netzanschluss, Messintervalle, Ausgleichsmechanismen für Über- und Untereinspeisung usw. festgelegt. Ausgewiesen werden auch Dienstleistungen, die vom Netzbetreiber, vom Netznutzer selbst oder von anderen bereitgestellt bzw. bezogen werden können.
2.2 Netzbetreiber
Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) organisieren den Betrieb des Hochspannungsnetzes und der Hauptverbindungsleitungen zu den angrenzenden Staaten, und sichern den physikalischen Rahmen eines gut funktionierenden Strommarktes (siehe Eltra (17)). Die ÜNB sind dafür verantwortlich, dass Produktion/Import und Verbrauch/Export zu jeder Sekunde des Tages miteinander korrespondieren. Außerdem haben sie sicherzustellen, dass das System über ausreichend Regulierungsleistung und Reservekapazität verfügt, welche Ungleichgewichte ausgleichen können, die von Notabschaltungen, unerwarteten Änderungen im Verbrauch und in der Produktion (Dargebotsabhängigkeit bei Wasserkraft und Windstrom) herrühren. Dabei besitzen die ÜNB normalerweise selbst keine Kraftwerke, davon ausgenommen sind oft Notfallskapazitäten. Normalerweise kaufen sie Reservekapazitäten und Regulierungsleistung direkt von den Marktteilnehmern oder auf gesondert dafür vorgesehenen Märkten. Bei Systemungleichgewichten bestimmt der ÜNB, welche Kraftwerke Leistungsanpassungen vornehmen müssen. Zu den Hauptaufgaben der Netzbetreiber gehört die Planung und Ausarbeitung der notwendigen Erweiterungen des Übertragungsnetzsystems, mit Berücksichtigung der Verbindungen zu benachbarten Gebieten, in zeitlicher Übereinstimmung mit den Marktanforderungen. Die ÜNB müssen sicherstellen, dass die Anzahl der Engpässe („bottlenecks“) im System so gering wie möglich ist. Die Netzbetreiber müssen alle Marktteilnehmer neutral und auf eine nichtdiskriminierende Weise behandeln, dazu gehört es alle von verfügbaren Übertragungskapazitäten im Netz, Engpässen, Notfällen und geplanten Abschaltungen und dem Preis für die Übertragung (Tarif) zu informieren. Die ganze Information, die einem Markteilnehmer zur Verfügung steht, muss auch den anderen zugänglich gemacht werden.
Wichtig für den Netzbetrieb ist aber auch, dass der Netzbetreiber je nach Organisation bestimmte Serviceleistungen von Poolbetreiber, Spotmarkt oder von Stromerzeugern zukaufen muss, um seine Dienstleistungen erbringen bzw. das Übertragungssystem betreiben zu können.
Für die Organisation des Netzbetriebes gibt es auch mehrere Möglichkeiten, die mit Rücksicht auf die historisch gewachsene Struktur des Elektrizitätssektors in den
verschiedenen Mitgliedstaaten der Europäischen Union eingeführt oder geplant sind. Wie man bei Oren (72) nachlesen kann, gibt es Übereinstimmung über die Notwendigkeit einer zentralen Aufsicht über Sicherheit, Zuverlässigkeit und Engpassmanagement in einem Elektrizitätssystem. Zwischen dem New Yorker Modell – fast alle Marktaufgaben liegen beim Netzbetreiber – und dem Kalifornischen System – die meisten Funktionen werden dem freien Markt überlassen – gibt es verschiedene Zwischenformen.
Grundsätzlich gibt es drei unterschiedliche Prinzipien das Übertragungssystem zu betreiben:
• Der Alleineigentümer ist zugleich auch der Betreiber des Übertragungsnetzes.
• Es wird ein unabhängiger Systembetreiber – Independent System Operator (ISO), eine nicht profitorientierte Organisation, welche für den Betrieb des Netzes verantwortlich ist und aus diesem Grund die Leitungen besitzt oder von den Eigentümern mietet – eingesetzt, der aber nicht Alleineigentümer des Netzes ist.
• Eigentum und Betrieb des Systems bleibt, wie vor der Liberalisierung, verschiedenen Firmen überlassen.
Der ISO ist eine dritte Partei am Markt, die für den offenen Zugang zum Übertragungssystem verantwortlich ist, und dabei mit der Koordination des Übertragungssystems beauftragt ist (siehe Masiello/Willis (66) und Oren (73)). Die von Lauen et. al. (64) geforderten Unbundling- und Managementkriterien für einen ISO sind für eine wirkliche Unabhängigkeit noch nicht ausreichend. Wichtig ist in diesem Zusammenhang auch, dass Systembetreiber, die nicht vollständig gesellschaftlich getrennt sind, keine Möglichkeit haben über die Netzgebühren, nicht entgeltlichen Netzzugangsbedingungen und Netzdienstleistungen einen Erzeuger zu bevorzugen. In diesem Fall ist eine starke Regulierungsbehörde gefordert. Lauen et. al. (64) beschreiben drei Hauptaufgaben des unabhängigen Netzbetreibers:
• Preisfestsetzung für die Übertragung
• Bilanzausgleich (Handhabung von Ausgleichs-/Regelenergie)
• Systemübergreifender Handel.
Wettbewerbsprobleme sind dabei hauptsächlich beim Bilanzausgleich und beim systemübergreifenden Handel festzustellen. Es muss sichergestellt werden, dass der ISO beim Bilanzausgleich die günstigsten Services in Anspruch nimmt und die Grenzkosten verursachungsgerecht verrechnet werden. Zur Reduktion der Marktmacht großer Produzenten ist der systemübergreifende Handel besonders wichtig. Für den überregionalen Stromhandel ist es natürlich von Vorteil, wenn Anbieter, Stromhändler und Kunden nur mit einem Netzbetreiber verhandeln müssen, was auch im Hinblick auf den international anerkannten „natürlichen Monopolcharakter“ des Netzes eine effiziente Organisationsform ist. Hilfreich für grenzüberschreitenden Handel ist aber auch schon, wenn pro Staat nur ein Netzbetreiber als Verhandlungspartner auftritt.
2.3 Europäischer Strommarkt
In der Europäischen Union (EU) wurde mit der Gas- und Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 96/92/EG (28) der Grundstein für die Liberalisierung der Energiemärkte gelegt. In der Elektrizitätsrichtlinie werden verschiedene Markt- bzw.
Netzzugangsmodelle erlaubt, um die unterschiedliche historische Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft in den einzelnen Mitgliedsstaaten berücksichtigen zu können. Vor allem Frankreich hatte Interesse am Single-Buyer-Modell (SB), um für den staatlichen Monopolisten EDF eine Wettbewerbsstruktur zu finden, die keine großen Änderungen erfordert (siehe Auer et. al. (2)).
Von der EU werden für die Liberalisierung wichtige andere Aspekte geregelt, wie z.B. ein Mindestmarktöffnungsgrad mit den Grenzwerten für zugelassene Kunden oder die Auftrennung der verschiedenen Aktivitäten eines vertikal integrierten Elektrizitätsversorgungsunternehmens, das sogenannte Unbundling. Der Netzbetreiber muss zumindest auf Verwaltungsebene unabhängig von den übrigen Tätigkeiten sein, die nicht mit dem Übertragungssystem zusammenhängen. Auf Grund dieser schwachen Formulierung wird das Unbundling von den meisten Ländern als nicht so wichtig angesehen, weshalb in der einzelstaatlichen Gesetzgebung fast ausschließlich getrennte Buchführung für die Netzbereiche (Übertragung und Verteilung) erforderlich ist. In England und Wales wurde für die Netzbereiche eine vollständige betriebliche Trennung der verschiedenen Aufgabenbereiche durchgeführt. In Schweden, den Niederlanden und Spanien werden die Betriebsbereiche zwar in verschiedenen Unternehmen geführt, können aber wiederum in einer Holding zusammengefasst sein. In den anderen nordischen Ländern und der Schweiz ist nur für den Übertragungsbereich eine getrennte Firma erforderlich, für die Verteilnetze genügt eine getrennte Buchführung (für einen Überblick der Übertragungsnetzbereiche siehe Tabelle 2.2). Kein einziges Konzept reicht so weit, dass der gesamte Netzbetrieb, also Übertragung und Verteilung, in eine getrennte Firma zusammengefasst wird, was zu einem optimalen Betrieb des Gesamtnetzes, welches als natürliches Monopol anerkannt ist, führen würde. Es gibt dadurch zwar keinen direkten negativen Einfluss auf die Möglichkeit des überregionalen Stromhandels, jedoch darf die wettbewerbsverzerrende Beeinflussung des Informationsvorsprunges vertikal integrierter Unternehmen nicht vernachlässigt werden, wodurch es indirekt zu Hemmnissen kommt.
Am 1. Juli 1999 wurde für Übertragungsnetzbetreiber eine europäische Körperschaft gegründet, der Verband der Europäischen Übertragungssystembetreiber (The Association of European Transmission System Operators ETSO). Das wichtigste Ziel von ETSO ist nach eigenen Angaben die Förderung von Konditionen für einen effizienten europäischen Strommarkt. Dies beinhaltet die Formulierung eines effektiven, regulativen Rahmens für die Übertragung von Strom zwischen Staaten und effektiver Preisstrukturen für Stromübertragung. ETSO, der die 15 EU Mitgliedsstaaten plus Norwegen und Schweiz angehören, wurde von vier Organisationen, Nordel (die Nordischen Staaten), ATSAI (Irland), UCTE (westliches, kontinentales Europa) und UKTSOA (Großbritannien), gebildet. Die Entwicklungen innerhalb von ETSO deuten darauf hin, dass das nordische und britische Modell eines unabhängigen Netzbetreibers mit gesamter, systemweiter Zuständigkeit von der Europäischen Kommission in Hinblick auf eine Harmonisierung favorisiert werden wird. Grundsätzlich gibt es für die Organisation des Netzbetriebes die bereits in 2.2 gezeigten Möglichkeiten, die mit Rücksicht auf die historisch gewachsene Struktur des Elektrizitätssektors in den verschiedenen Mitgliedstaaten der Europäischen Union eingeführt oder geplant sind.
Land Marktmodell Grenzwert für zugelassene
Kunden
Unbundling Regulierungsbehörde Strombörse Belgien rTPA (Pool 1) 20 GWh/a Getrennte
Betriebsführung CREG (Electricity and Gas
Regulatory Commission) Keine Angabe Dänemark Pool 1 GWh/a Getrennte Firma
(West), getrennte Buchhaltung (Ost)
Dänische Wettbewerbsbehörde
Nordpool (50 % Statnett, 50 % Svenska Kraftnät) Deutschland nTPA Keiner Getrennte Buchhaltung
Wirtschaftsministerium, Kartellbehörde
EEX(Frankfurt), LPX (Leipzig) Finnland Pool Keiner Getrennte Firma Energiamarkkinavirasto
(Energiemarktbehörde)
EL-EX (50 % Fingrid, 50 % Svenska Kraftnät) Frankreich rTPA 16 GWh/a Getrennte Buchhaltung CRE Commission de
Regulation de l’Electricite Keine Angabe Griechenland nTPA 1,5 GWh/a Getrennte Betriebsführung Regulatory Authority for
Energy (RAE)
STA (System Trading Arrangements) Großbritannien Pool; rTPA 2 Keiner Getrennte Firma;
getrennte Buchhaltung 3
OFGEM (England, Wales, Schottland) und OFREG
(Nordirland)
NETA (ELEXON),
BETTA Irland Pool; rTPA 1 GWh/a Getrennte
Betriebsführung
Commission for Electricity
Regulation (CER) SSA (EirGrid) Italien rTPA (Pool
geplant) 20 GWh/a Getrennte
Betriebsführung L’Autorita per L’Energia Electtrica e il Gas
GME (GRTN Gestore della Rete
di Trasmissione Nazionale) Luxemburg rTPA 20 GWh/a Getrennte Betriebsführung Le Service de l’Energie de
l’Etat (SEE) Keine Angaben Niederlande Pool
2 MW Spitzenleistung und Mittelgruppe
(2004 keiner)
Getrennte Firma Dienst uitvoering en toezicht Energie (Dte)
APX (Amsterdam Power Exchange) Norwegen Pool Keiner Getrennte Firma Norwegian Water Resources
and Energy Directorate (NVE)
Nordpool (50 % Statnett, 50 % Svenska Kraftnät
Österreich rTPA Keiner (Okt.
2001)
Getrennte Betriebsführung (Ost), getrennte Buchhaltung
(West)
Elektrizitäts-Control GmbH In Planung
Portugal Pool 20 GWh/a Getrennte Betriebsführung Entidade Reguladora Do
Sector lectrico (ERSE) In Planung Schweden Pool Keiner Getrennte Firma Nätmyndigheten (Die
Netzbehörde)
Nordpool (50 % Statnett, 50 % Svenska Kraftnät Schweiz rTPA 20 GWh/a Getrennte Firma Bundesamt für Energie Keine Angaben Spanien Pool 1 GWh/a (2007
keiner) Getrennte Firma Comisión Nacional de Energía (CNE)
OMEL (Operado Mercado de Electricidad)
1 Innerhalb der Beteiligungsgesellschaft aus Electrabel und SPE wird der Kraftwerkspark wie in einem Pool betrieben
2 Schottland, England und Wales Pool, Nordirland rTPA
3 England und Wales getrennte Firma, Schottland und Nordirland getrennte Buchhaltung
Tabelle 2.2 Netzzugangsmodellüberblick
In fünf Staaten gibt es einen Alleineigentümer und Betreiber des Übertragungsnetzes. Ein großer Teil der Länder hat einen unabhängigen Systembetreiber (Independent System
Operator, ISO) für das Übertragungsnetz eingesetzt, der nicht Eigentümer des gesamten Netzes ist. Vier Staaten haben den Übertragungsnetzbetrieb nicht neu geregelt, sondern Eigentum und Betrieb des Netzes belassen wie vor der Liberalisierung (siehe Tabelle 2.1).
Für den überregionalen Stromhandel wäre es natürlich von Vorteil, wenn Anbieter, Stromhändler und Kunden nur mit einem Netzbetreiber pro Staat verhandeln müssten. In der Realität sieht es aber so aus (siehe Tabelle 2.2), dass in den Ländern mit mehreren großen Energieversorgungsunternehmen (Dänemark, Deutschland und Österreich) der Besitz und Systembetrieb weiterhin diesen Gesellschaften überlassen bleibt. In anderen Ländern wurde oder wird ein Systembetreiber eingeführt, was eine effiziente Organisationsform für den Netzbetrieb ist.
Andere Bereiche, die bei Diskussionen um die Liberalisierung von Elektrizitätsmärkten immer wieder auftauchen (z.B. Privatisierung und Deregulierung des Elektrizitätssektors, siehe Haas et. al. (39)), werden von der EU-Richtlinie nicht behandelt. In den meisten Ländern geht aber die Liberalisierung Hand in Hand mit einer zumindest teilweisen Privatisierung der einzelnen Sektoren des Elektrizitätsbereichs, nur in Norwegen und Frankreich zeigt sich keinerlei Hinweis für eine bevorstehende Privatisierung (siehe Tabelle 2.2).
2.3.1 Marktöffnungsgrad
Laut EU-Strommarktrichtlinie muss eine Öffnung der Elektrizitätsmärkte, zumindest bis zu einer der Kommission jährlich mitzuteilenden erheblichen Obergrenze, sichergestellt werden. Die nationale Marktquote ist auf der Grundlage der Gemeinschaftsquote des Elektrizitätsverbrauchs von Endverbrauchern mit einem Jahresverbrauch von mehr als 20 GWh (je Verbrauchsstätte und einschließlich der Eigenerzeugung) zu berechnen.
Die nationale Marktquote wird über einen Zeitraum von sechs Jahren stufenweise erhöht:
EU-Gemeinschaftsquote (Jahresverbrauchswert) Inkrafttreten der Richtlinie am 19. Februar 1997
Umsetzung in nationales Recht am 19. Februar 1999 40 GWh oder 25.37 %1 Drei Jahre nach Inkrafttreten der Richtlinie am
19. Februar 2000 20 GWh oder 28 %1 Sechs Jahre nach Inkrafttreten der Richtlinie am
19. Februar 2003
9 GWh oder 33 %1 Möglicherweise neun Jahre nach Inkrafttreten der
Richtlinie am 19. Februar 2006 weitere Öffnung ? GWh oder ? %
1 Berechnet auf Verbrauchsbasis 1995 (29)
Tabelle 2.3 Marktöffnungsgrad
Die Kommission veröffentlicht die auf Daten der Mitgliedstaaten errechnete durchschnittliche Gemeinschaftsquote alljährlich vor dem Monat November im Amtsblatt der Europäischen Gemeinschaften zusammen mit zweckdienlichen Informationen zur Erläuterung ihrer Berechnung. Für die weitere Liberalisierung des Elektrizitätsbinnenmarktes nach neun Jahren nach Inkrafttreten der Richtlinie wird als Entscheidungshilfe ein Bericht über die Erfahrungen mit dem Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes erstellt.
Durch die Festlegung des Marktöffnungsgrades wird zugelassenen Kunden die freie Wahl ihres Versorgers ermöglicht. Die Kriterien für zugelassene Kunden werden von den einzelnen Staaten für ihre Gebiete selbst definiert, unabhängig davon müssen aber Großverbraucher mit einem Jahresbedarf von mehr als 100 GWh auf jeden Fall als zugelassene Kunden gelten.
Die Niederlande sind ein Sonderfall mit einem Grenzwert von 2 MW Spitzenleistung
ABBILDUNG 2.1 JÄHRLICHE GRENZWERTE FÜR ZUGELASSENE KUNDEN IN EUROPA
Wie in Haas et. al. (39) beschrieben, ist die Definition der zugelassenen Kunden ein Eckpfeiler für die Möglichkeit einen hohen Wettbewerbsgrad zu erreichen, bzw. für die Möglichkeit der Elektrizitätsversorgungsunternehmen die Kosten der Liberalisierung den sogenannten „gefangenen“ Kunden aufzubürden. Für einen hohen Wettbewerbsgrad wäre es wichtig den Schwellwert für zugelassene Kunden so niedrig wie möglich anzusetzen und die Liberalisierung bis zum Haushaltskunden durchzuführen, also keinen Grenzwert einzuführen, wie es bereits in Großbritannien, Deutschland, Österreich und den nordischen Ländern (Finnland, Norwegen und Schweden) der Fall ist. Aber auch ein Großteil der anderen europäischen Staaten hat offensichtlich eine beschleunigte Marktöffnung eingeleitet, da weniger als ein Drittel der Staaten an den durch die EU- Richtlinie festgeschriebenen Grenzen festhält (siehe Abbildung 2.1 oder Tabelle 2.2).
Es wäre natürlich auch für die Erleichterung des länderübergreifenden Handels von Vorteil, wenn jeder zugelassene Kunde in einem Land auch in den anderen Staaten automatisch als zugelassen gelten würde und keine Rücksicht auf irgendwelche Reziprozitätsklauseln, wie z.B. im Artikel 29 des niederländischen Elektrizitäts-
Zugelassene Kunden
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
Belgien Dänemark Deutschland Finnland Frankreich Griechenland Großbritannien Irland Italien Luxemburg Niederlande Norwegen Österreich Portugal Schweden Schweiz Spanien
GWh
wirtschaftsgesetzes definiert, genommen werden müsste. Als eine weitere Behinderung im Zusammenhang mit dem Marktöffnungsgrad ist wohl auch die Bestimmung des dänischen Elektrizitätsgesetzes zu sehen, in der die Netzbetreiber dazu verpflichtet werden, die gesamte Erzeugung aus bestimmten Kraftwerken zu kaufen und gleichmäßig an die Verbraucher zu verteilen.
Die Europäische Kommission in Brüssel will die Öffnung des Energiemarktes forcieren und prangert hier säumige Mitgliedstaaten an1. Vor allem Frankreich blockiert seit Monaten einen EU-Richtlinien-Vorschlag im EU-Ministerrat zur Öffnung der Energiemärkte. Darin ist der freie Wettbewerb für industrielle Verbraucher im Elektrizitätsmarkt bis 2003 vorgesehen. Die völlige Liberalisierung müsste bis 2005 erfolgen. Eine vollständige Öffnung des gesamten EU-weiten Strommarktes würde helfen ein erstes Hemmnis für einen länderübergreifenden Stromhandel zu beseitigen, da sich kein Stromlieferant über die Reziprozitätsklausel der EU-Richtlinie Gedanken machen müsste, wenn alle Verbraucher in den Mitgliedstaaten ihren Versorger frei wählen könnten.
2.3.2 Netzzugangsorganisation
Die Staaten der Europäischen Union haben grundsätzlich die Wahl zwischen drei unterschiedlichen Netzzugangsmodellen, dem Single Buyer, dem Third Party Access und dem Pool. Unabhängig vom gewählten Modell sollten alle drei zum selben Ergebnis (Wettbewerb) führen, wobei Auer et. al. (2) bereits mehrmals darauf hingewiesen haben, dass dem in der Praxis leider nicht so ist. Eine genaue Beschreibung von Single Buyer, Third Party Access und Pool kann in Haas R. (43) oder Auer H. (2) nachgelesen werden.
Eine ausführliche Diskussion der Vor- und Nachteile sowie Gemeinsamkeiten von Single- Buyer- und Third-Party-Access-Modell findet man bei Zinow (103).
Laut Definition ist der Alleinabnehmer eine juristische Person, die in dem System, in dem sie eingerichtet ist, für den einheitlichen Betrieb des Übertragungssystems und/oder die zentralisierte Abnahme und den zentralisierten Verkauf der Elektrizität verantwortlich zeichnet. Charakteristisch für das Single-Buyer-System ist ein andauerndes Versorgungs- monopol für ein bestimmtes Gebiet durch den SB. Bei zwei der drei SB-Modelle (Ausnahme: SB ohne Abnahmeverpflichtung mit verhandeltem Netzzugang) ist der Alleinabnehmer zur Veröffentlichung eines nichtdiskriminierenden Tarifs für die Nutzung des Übertragungs- und Verteilsystems verpflichtet. Zugelassene Kunden und unabhängige Erzeuger müssen in einem Single-Buyer-System Lieferverträge abschließen können, der Kunde wird allerdings weiterhin vom SB beliefert. Leider gibt es noch keinen praktikablen Vorschlag, wie so ein Dreieckshandel einfach durchgeführt werden kann. Der Alleinabnehmer mit Abnahmeverpflichtung (Ankaufszwang) ist dazu verpflichtet, die vom zugelassenen Kunden gewünschte Strommenge zu seinem Verkaufspreis abzüglich des Preises des veröffentlichten Tarifs abzunehmen. Eine Verweigerung des Netzzuganges bei nicht ausreichenden Kapazitäten muss begründet werden.
Beim Netzzugang auf Vertragsbasis gibt es zwei unterschiedliche Formen: verhandelter Netzzugang (Negotiated TPA) und geregelter Netzzugang (Regulated TPA), die von der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie erlaubt werden. Der Unterschied liegt darin, dass beim nTPA der Zugang zum Übertragungs- und Verteilnetz ausgehandelt wird, und der Netzbetreiber zur Veröffentlichung von Durchschnittspreisen der vorangegangenen zwölf Monate nach dem ersten Jahr verpflichtet ist, während beim rTPA der Netzzugang
1 siehe Wiener Zeitung vom 18./19. Jänner 2002
aufgrund veröffentlichter Tarife erfolgt, die vom Gesetzgeber geregelt werden. Die Verweigerung des Netzzuganges bei nicht ausreichenden Kapazitäten muss begründet werden.
Alleinabnehmer Netzzugang auf
Vertragsbasis Organisation eines
vertikal integrierten Unternehmens
Getrenntes Management des Alleinabnehmers von den
Produktions- und Verteilungsaktivitäten
Nur getrennte Buchhaltung (getrennte Kontoführung)
der Produktions-, Übertragungs- und Verteilungsaktivitäten Informationsflüsse
in einem vertikal integrierten Unternehmen
Keine Information zwischen den Tätigkeiten, außer der zur
Erfüllung der Aufgaben des vertikal integrierten Unternehmens erforderlichen
Informationsflüsse sind erlaubt
Tabelle 2.4 Unterschiede zwischen Alleinabnehmer und Netzzugang auf Vertragsbasis Charakteristisch für die Pool-Modelle ist meist die Existenz eines Systembetreibers, der für das Übertragungsnetz verantwortlich ist, eine Strombörse und Netzzugang für jeden. In den meisten Pool-Modellen sind nebeneinander ein Spotmarkt und ein Markt für bilaterale Verträge vorhanden (siehe auch Haas et. al. (39)). Der Poolpreis wird vom teuersten eingesetzten Kraftwerk für z.B. jede Stunde bestimmt, und dieser Preis beeinflusst die Preise, die bei bilateralen Verträgen erzielt werden können.
Ausgehend von der historischen gewachsenen Struktur der Elektrizitätswirtschaft in den verschiedenen Mitgliedstaaten wurden unterschiedliche Netzzugangsmodelle eingeführt bzw. werden unterschiedliche Modelle bevorzugt (siehe Abbildung 2.2 oder Tabelle 2.2).
Selbst Länder mit einem dominanten, vertikal integrierten Unternehmen versuchen nicht mehr durch die Einführung eines Single-Buyer-Modells den Monopolcharakter zu erhalten (speziell Frankreich wollte dieses Modell zur Rettung eines „Quasimonopols“). Die Wahl des Netzzugangsmodells beeinflusst den Wettbewerb nur dahingehend, dass bei verhandeltem Netzzugang, unabhängig ob SB oder TPA, der zeitliche Aufwand durch das Führen von Verhandlungen steigt, und der genaue Durchleitungspreis gegenüber einem regulierten Netzzugang schwerer abzuschätzen ist.
Pool-Modelle mit dem unterlagerten Netzzugangsmodell auf Basis eines Third Party Access existieren bereits in den nordischen Ländern (Finnland, Norwegen und Schweden).
Die an die nordischen Länder angrenzenden Staaten (Dänemark, Niederlande) sind natürlich daran interessiert an diesem Pool teilzunehmen, wie es teilweise dänische Firmen bereits praktizieren, und tendieren daher auch im eigenen Land zu einem Pool-Modell.
Aber auch Spanien und Portugal setzen auf einen gemeinsamen Pool. In anderen Ländern sind teilweise Pool-Modelle verwirklicht (Großbritannien, Irland, Belgien und Italien). Eine Erfahrung aus den Pool-Systemen ist, dass nur ein sehr geringer Anteil über die Strombörse gehandelt bzw. mit Spotpreisen verrechnet wird, der Grund dafür liegt in der bereits erwähnten Möglichkeit bilaterale Verträge abzuschließen, die das Preisrisiko gering halten.
