Das Energy Systems Catapult (ESC) hat kürzlich einen Bericht veröffentlicht, in dem empfohlen wird, dass der britische Strommarkt auf nodale Preisbildung umstellt. Auch Policy Exchange setzt sich für eine standortbezogene Preisbildung ein, und der National Grid Electricity System Operator (ESO) hat in der vergangenen Woche ähnliche Ansichten dazu geäußert.

In diesem Artikel werfen wir einen Blick auf:

• Was nodale Preisbildung ist.
• Wie sie intelligente Betriebsführung und Systemgestaltung fördern kann.
• Die Nachteile der nodalen Preisbildung.

Im untenstehenden Video sehen Sie unsere Diskussion über nodale Preisbildung:

Was ist nodale Preisbildung?

Nodale Preisbildung, auch als Locational Marginal Pricing (LMP) bekannt, ist eine Methode zur Bestimmung des Strompreises, der je nach Standort variiert.

Derzeit bestimmen Angebot und Nachfrage im gesamten Land einen einheitlichen Strompreis für das gesamte System. Im Gegensatz dazu wird das Netz beim LMP-Modell in kleinere Regionen, sogenannte Knoten (Nodes), unterteilt, wobei an jedem Knoten unterschiedliche Strompreise gelten. Beispiele möglicher Knoten sind in Abbildung 1 (unten) dargestellt.

Entscheidend ist, dass LMP bedeutet, dass der Strompreis nicht nur die reinen Energiekosten (z. B. Brennstoff- und CO₂-Kosten) widerspiegelt. Er umfasst auch die Kosten für den Transport der Energie vom Erzeugungs- zum Verbrauchsort, einschließlich der Kosten für Netzengpässe.

LMP würde eine große Veränderung der Preisbildung in Großbritannien bedeuten. Allerdings wurde dieses System bereits in anderen Regionen der Welt eingeführt. In Nordamerika nutzen beispielsweise mehrere unabhängige Systembetreiber (ISOs) LMP, unter anderem in Texas, Kalifornien und New York.

Wie sieht es mit Netzentgelten und Systemmaßnahmen aus?

In Märkten mit einem einheitlichen Energiepreis gibt es Mechanismen, die Preissignale liefern: Die Netzkosten enthalten verschiedene standortbezogene Elemente. In Großbritannien variieren die Kosten für Verteilung und Übertragung je nach den 14 Netzanschlusspunkten (GSP-Gruppen). Beispielsweise ist der Übertragungsnetzentgelt-Tarif (TNUoS) in Nordschottland weniger als halb so hoch wie in London (Vergleich des Halb-Stunden-Tarifs 2022/2023).

In einem Markt mit nodaler Preisbildung werden Standortwerte stattdessen durch kurzfristige Großhandelspreise (Spotpreise) signalisiert. Es werden kurze Abrechnungszeiträume von 5 Minuten vorgeschlagen, mit relativ feinen „Knoten“, an denen sich die Preise unterscheiden. Dies könnten die 14 GSP-Gruppen oder sogar die 352 GSPs aus Abbildung 1 (oben) sein. Unterschiede zwischen den Knoten bestimmen die lokale Energieökonomie – und damit die Preise.

Die Märkte würden einen größeren Teil des Ausgleichs zwischen Angebot und Nachfrage übernehmen, und Engpässe würden durch Marktanreize gesteuert. Das System wäre effizienter, sodass die Gesamtkosten sinken würden.

Obwohl Großbritannien bereits zu etwa 40 % auf erneuerbare Energien umgestellt hat, sind die Systemausgleichskosten stark gestiegen. Der ESC-Bericht schätzt, dass 0,5 Mrd. £ der insgesamt 1,3 Mrd. £, die 2020 für den Systemausgleich ausgegeben wurden, auf das Management von Netzengpässen entfielen. In Abbildung 2 (unten) ist zu sehen, dass diese Kosten mit zunehmender Einspeisung fluktuierender Erzeugung weiter steigen werden. Nodal Pricing gilt als Möglichkeit, diese Kosten ohne erhebliche Investitionen in die Netzinfrastruktur zu senken.

Die Auswirkungen der nodalen Preisbildung

Nodale Preisbildung motiviert Erzeuger und Flexibilitätsanbieter dazu, ihre Anlagen am effizientesten Standort zu errichten und zu betreiben – unter Berücksichtigung physikalischer Netzrestriktionen.

Wie nodale Preisbildung „intelligente“ Steuerung fördert

Betrachten wir einen Knoten im schottischen Netz, der eine erhebliche Übertragungsbeschränkung aufweist und hinter dem ein Windpark während der Abendspitze mit voller Kapazität produziert. Da es sich um eine ländliche Region handelt, ist die Nachfrage gering. Gleichzeitig ist die Nachfrage in Südengland hoch, aber es weht kein Wind und die Sonne scheint nicht. Abbildung 3 (unten) zeigt denselben Tag in diesen beiden Knoten.

Standortbezogene Energiepreise würden zu niedrigen Preisen am schottischen Knoten und zu hohen Preisen am englischen Knoten während der Abendspitze führen (siehe Abbildung 3 oben) – entsprechend der jeweiligen Angebots- und Nachfragesituation. In diesem Szenario wäre ein nahegelegener konventioneller Erzeuger in Schottland motiviert, seine Leistung zu drosseln, während ein ähnlicher Erzeuger in Südostengland hochfahren würde. Bei einem einheitlichen Strompreis im ganzen Land werden solche lokalen Unterschiede sowie Engpässe im Netz nicht berücksichtigt.

Mit nodaler Preisbildung würden diese Verzerrungen entfallen. Erzeuger und flexible Anlagen würden dazu angeregt, sich an den lokalen Gegebenheiten zu orientieren, was zu einem effizienteren Systemausgleich führen würde.

Wie nodale Preisbildung Investitionsentscheidungen beeinflusst

Durch präzise standortbezogene Preissignale werden Entwickler motiviert, Anlagen dort zu errichten, wo die höchsten Erträge zu erwarten sind (also dort, wo der Markt den größten Bedarf signalisiert). Flexible Anlagen wie Batteriespeicher werden genau dort platziert, wo ihre Flexibilität den Zubau erneuerbarer Energien am besten unterstützt.

Nodale Preisbildung löst jedoch nicht alle Probleme. Auch die lokalen Planungsprozesse müssten für optimale Investitionsentscheidungen angepasst werden.

Nachteile von LMP

Nodale Preisbildung wäre eine enorme Umstellung. Sie wäre komplex, insbesondere wenn 352 neue Knoten eingeführt würden (wenn jeder der 352 GSPs ein eigener Knoten wird). Die Betriebssysteme der gesamten Branche müssten umfassend modernisiert werden, was Zeit und Geld kostet. Manche sagen, unser Energiesystem sei bereits jetzt kompliziert genug!

Wenn nodale Preise auf Haushaltskunden umgelegt werden, könnten sich erhebliche Preisunterschiede im Land ergeben, was als ungerecht empfunden werden könnte.

Und was passiert mit bestehenden erneuerbaren Anlagen, die an Netzengpässen liegen? Niedrigere standortbezogene Preise bedeuten, dass sie möglicherweise nicht die erforderlichen Renditen erzielen. Die Kosten für das „Herunterbieten“ aufgrund des Standorts würden vom Netzbetreiber auf den Erzeuger übergehen – mit erheblichen Risiken für die Rendite. Das könnte Investoren abschrecken.

Es könnte auch ein Hindernis für den Ausbau erneuerbarer Energien in großen Teilen des Landes darstellen. Im Durchschnitt über die vier Szenarien der Future Energy Scenarios (FES) 2021 von NG ESO, wie in Abbildung 4 (oben) gezeigt, benötigt Großbritannien bis 2030 zusätzliche 11 GW (entspricht einem Anstieg um 190 %) Onshore-Windkraft und 15 GW (210 % Anstieg) Solarkapazität. Um diese Ziele zu erreichen, sollten möglichst wenige Hürden für den Ausbau bestehen.

Fazit

National Grid ESO, das ESC und Policy Exchange haben sich kürzlich alle für eine Reform des britischen Energiemarktes hin zur nodalen Preisbildung ausgesprochen, in Anlehnung an das Marktdesign anderer Länder. Es wäre eine große Veränderung in der Preisbildung von Strom und könnte zu erheblichen Effizienzgewinnen beim Betrieb eines stark erneuerbaren Systems führen und die Gesamtkosten senken.

In Teil Zwei gehen wir näher auf LMP ein und beleuchten die Auswirkungen auf die Welt der Batteriespeicher.