Die Entwicklung des texanischen Strommarktes

Jul 11, 2023

In einer Entscheidung, die den texanischen Strommarkt umgestalten könnte, stimmte die Public Utilities Commission of Texas (PUCT) am 17. Januar dafür, das Marktdesign des Performance Credit Mechanism (PCM) zu übernehmen, eine Strategie, die vom Berater E3 in Zusammenarbeit mit der Kommission entwickelt wurde. Der PCM-Mechanismus zielt darauf ab, Zahlungen an Kraftwerke zu leisten, die zu Spitzenzeiten verfügbar sind, um so Anreize für zuverlässige Kapazitäten zu schaffen und Generatoranlagen zu erhalten, die von der Stilllegung bedroht sind. Obwohl es Kapazitätsmechanismen in deregulierten Märkten wie dem kalifornischen CAISO ähnelt, betonte der PUCT, dass PCM kein Merkmal des Kapazitätsmarktes ist.

Während das PCM-Marktdesign Gestalt annimmt, konzentrieren sich die Diskussionen auf Brückenlösungen für den Übergang, da die Umsetzung des Neudesigns mehrere Jahre dauern wird. Angesichts der langen Frist hat der Vorstand des Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) kürzlich gemeinsam mit dem PUCT für die Einführung eines Überbrückungsmechanismus gestimmt. Die Überbrückungslösungen beinhalten eine Änderung der Betriebsreservebedarfskurve (ORDC). Anstelle eines Kapazitätsmarktes wie bei den meisten anderen deregulierten unabhängigen Systembetreibern (ISO) fügt der ORDC-Mechanismus Geld zu den Echtzeitpreisen von ERCOT hinzu, wenn der Kapazitätspuffer, der zur Reaktion auf große Systemstörungen verfügbar ist, unter eine bestimmte Zuverlässigkeitsgrenze fällt. Dieser Puffer an Online-Leerlaufkapazität wird oft als Betriebsreserve oder Online-Reserve bezeichnet.

Historisch gesehen waren diese Addierer eine Funktion einer Exponentialkurve und betragen bei höheren Reserveniveaus nur noch ein paar Cent; Wenn sich jedoch die von ERCOT festgelegte Zuverlässigkeitsgrenze nähert, steigen diese Preise sprunghaft an und erreichen die Preisobergrenze. Die Änderungen spiegeln zwei neue Eigenschaften der Kurve wider. Bei einem Betriebsreserveniveau (PRC) von oder unter 7.000 Megawatt beträgt die Preisuntergrenze der Kurve 10 USD/MWh, bei oder unter 6.500 Megawatt wird die Preisuntergrenze auf 20 USD/MWh erhöht.

Um zu verstehen, warum dieses Niveau wichtig ist, kann man auf historische Betriebsbedingungen zurückblicken. In diesem neu angepassten Bereich verbringen die Betriebsreserven einen erheblichen Zeitraum, dargestellt in den gelben Balken im Histogramm unten.

ERCOT geht davon aus, dass die Anpassung die Stromkosten jährlich um 500 Millionen US-Dollar erhöhen wird. Diese Änderung hat einen asymmetrischen Vorteil für thermische Anlagen gegenüber erneuerbaren Anlagen, von denen bekannt ist, dass sie die Betriebsreserven deutlich über die 7.000-Megawatt-Untergrenze bringen. Die ursprüngliche ORDC-Kurve ermöglicht immer noch, dass die Preise diese Preisuntergrenzen überschreiten, wenn die PRC sinkt, was schließlich die Preisobergrenze von 5.000 USD/MWh erreicht, wenn die Reserven ausreichend sinken. Es wird erwartet, dass die Entwicklung dieser Überbrückungslösung vier Monate oder länger dauern wird. Sie stellt also kein Risiko für den Handel in diesem Sommer dar, wird sich jedoch möglicherweise auf Herbst/Winter 2023 auswirken, wenn die Saison der Wartungsausfälle wieder beginnt.

Der Ausschuss für Staatsangelegenheiten des Texas House trat am 1. März zusammen, um die Netzzuverlässigkeit und das vorgeschlagene PCM-Design zu erörtern. Der Ausschuss hörte Aussagen von ERCOT-CEO Pablo Vegas, Zach Ming von E3, PUCT-Vorsitzendem Peter Lake und anderen Branchenvertretern. Während sich die 88. texanische Legislatursitzung am 29. Mai ihrem Ende nähert, scheint PCM bereit zu sein, mit minimaler zusätzlicher gesetzgeberischer Kontrolle zu verabschieden.

Parallel dazu schlägt der am 19. Januar 2023 vorgelegte Gesetzentwurf 6 (SB 6) des Senats das Texas Energy Insurance Program und den Texas Energy Infrastructure Fund vor, die finanzielle Unterstützung für neue Wärmeerzeugungs- und Infrastrukturverbesserungen bereitstellen. SB 6 ist eine überarbeitete Version des „Berkshire Hathaway Bill“ und zielt darauf ab, Zuverlässigkeitsbedenken nach dem Wintersturm Uri auszuräumen, indem 10.000 Megawatt „Zuverlässigkeitsanlagen“ außerhalb der ERCOT-Marktstruktur eingerichtet werden. Die geschätzten Kosten von 8 bis 16 Milliarden US-Dollar werden direkt an die Verbraucher weitergegeben. Die Augenbrauen wurden hochgezogen, als die Lower Colorado River Valley Authority (LCRA) ihren Hut in den Ring zu werfen schien, um diese Einheiten zu bauen, was wahrscheinlich erfordern würde, dass sie ihren Status von einer öffentlichen gemeinnützigen Organisation, die für Wasserstraßen zuständig ist, in einen unbekannten neuen ändert Geschäftseinheit.

Während ERCOT den Gesetzentwurf zur Netzzuverlässigkeit unterstützt, argumentieren Kritiker, dass er die Kosten erhöhen, sich auf den ERCOT-Großhandelsmarkt auswirken und zukünftige Investitionen einschränken könnte. SB 6 beschränkt außerdem berechtigte Teilnehmer für den Bau neuer Anlagen, wovon möglicherweise nur die größten Stromerzeuger und Flussbehörden wie LCRA profitieren.

Nach der Verabschiedung durch den Senat am 15. Februar 2023 wird SB 6 vom Ausschuss für Energieressourcen des Repräsentantenhauses geprüft. Der Ausschuss prüft derzeit die Tagesordnungspunkte und dürfte nach Abschluss der Legislaturperiode bald mit der Diskussion über Punkte des Senats beginnen. Im Falle einer Verabschiedung wird es an das gesamte Repräsentantenhaus, den Konferenzausschuss des Senats und möglicherweise an das Büro des Gouverneurs weitergeleitet.

Die Vorschläge signalisieren eine mögliche Änderung der Denkweise der Gesetzgeber in Bezug auf die texanischen Strommärkte. In der Vergangenheit haben freie und offene Märkte den Ausbau erneuerbarer Energien und Technologien vorangetrieben. Interessengruppen, darunter Marktteilnehmer, Private-Equity-Firmen und Marktanalysten, stellen wichtige Fragen zu den Auswirkungen des Gesetzentwurfs. Ein Hauptanliegen ist die Ungewissheit darüber, wer im Falle der Verabschiedung des Gesetzentwurfs für den Bau des nächsten Kraftwerks verantwortlich sein würde. Das Ergebnis dieser gesetzgeberischen Bemühungen wird die Zukunft der texanischen Strommärkte prägen.

Behalten Sie in den kommenden Wochen die Ausschüsse des Repräsentantenhauses und die Gesetzgebung des Bundesstaates Texas im Auge!

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