Marktbericht 2022/23
Zusammenarbeit in Europa bremst Folgen der Energiekrise
Der Einmarsch Russlands in die Ukraine hat für ein weiteres Ausnahmejahr im Strommarkt gesorgt. Die Beschleunigung des Netzausbaus in Kombination mit einem neuen Marktdesign bekommt damit oberste Priorität.
2022 ist das dritte Ausnahmejahr in Folge: Nach Beginn der Covid-19-Pandemie 2020 entspannte sich die Lage 2021 für kurze Zeit, bevor sich die Bedingungen Ende 2021 in Erwartung der folgenden Ereignisse in der Ukraine wieder drastisch verschlechterten. Mit dem russischen Einmarsch in die Ukraine Anfang 2022 kletterten die Gas- und Strompreise in Europa im Sommer 2022 auf ein Allzeithoch. Dies führte zu außergewöhnlichen Markteingriffen der Europäischen Kommission und war der Ausgangspunkt für eine neue Grundsatzdiskussion über das zukünftige Marktdesign in Europa. Gleichzeitig haben die Fortschritte bei der europäischen Marktintegration unter Einbeziehung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) dazu beigetragen, die negativen Auswirkungen der Energiekrise abzumildern.
Meilenstein für Marktintegration
Insbesondere die Inbetriebnahme der größten europäischen Kapazitätsberechnungsregion (CCR) Core am 8. Juni 2022 stellt einen Meilenstein für die europäische Marktintegration dar. Darüber hinaus unterstreicht der Rekord der deutschen Exporte nach Frankreich, die die unerwarteten Nichtverfügbarkeiten mehrerer französischer Kernkraftwerke teilweise kompensierten, die Zusammenarbeit zwischen den europäischen ÜNB.
Netzinvestitionen von mehr als 22 Milliarden Euro
Der diesjährige Amprion-Marktbericht konzentriert sich auf die Wechselwirkung zwischen Netzausbau und Strommarktdesign. Neben der Stärkung des Marktes ist der Ausbau des europäischen Übertragungsnetzes unerlässlich, um die weitere Integration der erneuerbaren Energien zu ermöglichen und die Übertragungsengpässe abzubauen. Aus diesem Grund baut Amprion seine Netzinfrastruktur um rund 5.500 Kilometer aus.
Aufgrund der gesamten Situation auf den Energiemärkten hat die Europäische Kommission beschlossen, ihre Klimaziele noch zu verschärfen, indem sie den angestrebten Anteil der erneuerbaren Energien am EU-Energiemix auf 45 Prozent im Jahr 2030 anhebt. Damit Deutschland seine Klimaziele erreichen kann, sollen Offshore-Windparks bis 2045 so viel Strom liefern wie rund 70 große Kohlekraftwerke. Die Offshore-Windenergie in Kombination mit einer internationalen Offshore-Vernetzung in der Nordsee wird die Erzeugung erneuerbarer Energien in Europa erheblich vorantreiben.
Zukunftsfähiges Marktdesign ist unerlässlich
Die Beschleunigung des Netzausbaus an Land und auf See hat höchste Priorität. Deutlich wird auch, dass bereits heute die Weichen für ein zukünftiges Marktdesign gestellt werden müssen, das sowohl die Interessen des Marktes als auch die des Netzes berücksichtigt. Nur so können die ehrgeizigen Klimaziele Deutschlands erreicht und gleichzeitig Kosteneffizienz, Systemstabilität und Investitionssicherheit gewährleistet werden. Amprion bietet mit dem Systemmarkt eine ganzheitliche Lösung für das zukünftige Marktdesign.
Webinar zum Marktbericht
"How the energy crisis affects the transmission grid and international trading"
Amprion hat den Marktbericht am 25. Mai 2023 veröffentlicht und die zentralen Ergebnisse im Rahmen eines Webinars präsentiert. Die Webinar-Präsentation finden Sie hier.
Q&A
Excess Profits
To what degree are the excess profits in 2022 resulting from the high fossil fuel costs vs from the unavailability of nuclear power plants?
After the start of the war on Ukraine at the end of February 2022, gas prices increased significantly. Electricity prices followed the rising price trend in gas prices, due to the special role of gas-fired power plants in electricity generation and the Merit Order. Gas-fired power plants influence the price determination in electricity markets via the Merit Order where they are, in general, the most expensive production technology which determines the price. The unexpected unavailability of nuclear power plants (and hydro power plants) in Europe has further aggravated the situation. All in all, the root cause for the high electricity price was the high gas price. However, the unavailability of nuclear power plants in France has caused an additional scarcity.
Redispatch
If you normalise the redispatch costs based on market prices, would there still be a fundamental increase in redispatch costs?
The increase in market prices (especially fuel and CO2 prices) is the main reason and driving force for the increase in redispatch costs. Nevertheless, there have also been other factors that have led to an increase in redispatch volume and therefore also in redispatch costs, like e.g. the increased import needs of France as well as formal changes affecting the handling and settlement of the German redispatch processes accompanied by the introduction of “Redispatch 2.0”.
What is your estimate of Redispatch costs in 2025 without a market split?
An estimation of redispatch costs for 2025 heavily depends on the further development of market prices. Based on current future prices, the estimated redispatch costs would be in a range between the costs in 2021 and 2022.
Grid Expansion
What do you see as the main challenges in accelerating the grid expansion and do you expect the legislative changes introduced in the past years to have a meaningful impact?
Main challenges are the approval processes and resources to implement the grid expansion. Amprion welcomes the legal changes and sees their important contribution to accelerating grid expansion. The legal changes are already being used in the first grid projects with the aim of accelerating the implementation of the projects.
How are market uncertainties affecting grid expansion planning (both interconnection and internal transmission grids)?
The potential risks from market uncertainties are already included in the risk management for the implementation of the grid projects.
How is the integrated infrastructure planning of transmission grid and H2 network progressing?
The German government is currently developing a system development strategy in a participatory process involving representatives of the energy sector, industry, civil society, and politics. The aim is to define a cross-sectoral vision and a robust strategy for the transformation of the energy system that will serve as the basis for infrastructure development plans.
Renewables
How do you see the future role of solar, wind and battery storages as provider for ancillary services (e.g. balancing, inertia)?
Batteries are already participating actively in FCR. Moreover, their share is increasing in aFRR, due to technical, cost and market price level developments. Some wind turbines are already prequalified in Germany for provision of negative balancing energy. In addition, German TSOs consider introducing shorter balancing capacity products. Among other reasons, this should allow Balancing Service Providers to better address uncertainties of fluctuating renewables.
An overview of prequalified volumes per primary energy source and reserve product in Germany can be found here on regelleistung.net. Please bear in mind that the prequalified volume does not represent the mix of technologies actively participating in the balancing markets.
Downloads
| 2023 | Market Report Zusammenfassung (Deutsch) |
PDF [34 kB] |
| 2023 | Market Report 2022/23 (Englisch) |
PDF [6,8 MB] |
| 2023 | Webinar-Präsentation vom 25. Mai 2023 |
PDF [6,4 MB] |
Kontakt
Bei Fragen stehen Ihnen die Kolleginnen und Kollegen gerne unter ten.noirpma@tropeRtekraM zur Verfügung.
