10. Teilm. des Elektr.vers.syst. (VL) Flashcards

Question

1) Was beschreiben Grenzkosten? 2) Wobei sind die Grenzkosten entscheidend? 3) Reihe die durchschnittlichen Grenzkosten von Steinkohle-KW, Erdgas-KW (GuD) und Windparks der Größe nach

Answer 1

1) Grenzkosten = Kosten, die bei der Produktion einer zusätzlichen Einheit (Bsp. MWh) anfallen 2) Entscheidend, wenn es um den Weiterbetrieb bzw. die Einsatzentscheidung (Dispatch) von Kraftwerken geht -> Basis der Preisbildung und Dispatchentscheidung im Merit-Order-Modell bzw. der Preisbildung am Day-ahead Markt 3) Wind-/Solarparks = 0 < Steinkohle-KW < Erdgas-KW (Wind und Solar haben Grenzkosten von 0 bzw. nahezu 0)

Answer 2

1) LCOE 2) Grenzkosten

Answer 3

WAHR -> z.B. Windpark hat Grenzkosten von quasi 0, aber hohe durchschnittliche Gesamtkosten

Answer 4

1) Die LCOE (= Vollkosten pro kWh = (Kapitalkosten + Betriebskosten) pro kWh LCOE entsprechen dem durchschnittlichen Strompreis bei dem der Kapitalwert der Kraftwerksinvestition 0 ist (also genau kostendeckend) -> Sie sind der Barwert aller Ausgaben bzw. Kosten, die bei der Stromerzeugung anfallen, bezogen auf eine produzierte Einheit (kWh bzw. MWh) 2) Wenn es um Investitionsentscheidungen geht (Bewertung der langfristigen Wirtschaftlichkeit) 3) Formel: LCOE = (I0 + Σ_t=1_bis_n (A_t/q^t)) / (Σ_t=1_bis_n(W_t/q^t)) Mit: - I0: Investitionsausgaben - A_t: Auszahlungen in Periode t (Betriebskosten) W_t: Energiebereitstellung in Periode t q: Diskontierungssatz n: Anlagenlebensdauer -> siehe Formel auch slide 24 (!)

Answer 5

Die Inputparameter von LCOE-Formel (siehe slide 24) -> Maßgeblich im Hinblick auf die Energiebereitstellung in einer Periode ist außerdem die Betriebsdauer (bzw. Kapazitätsfaktor/Auslastung/Volllaststunden -> nicht das gleiche jeweils, aber im Kontext ähnlich)

Answer 6

1) den installierten Leistungen den Kostenstrukturen und -höhen den Flexibilitätseigenschaften den typischen Volllaststunden (bzw. Auslastung) 2) Die Volllaststunden ergeben sich basierend auf den Ergebnissen der Großhandelsmärkte, sind also zunächst kein rein technisches Charakteristikum

Answer 7

Kapazitätsfaktor ([%]): Verhältnis von tatsächlicher zu maximal möglicher Energieproduktion -> = (Volllaststunden / 8760) * 100 Volllaststunden/Vollbenutzungsstunden ([h]): Fiktive Stunden, in denen das Kraftwerk mit Nennleistung laufen müsste, um dieselbe Energiemenge zu erzeugen -> = Jahresenergieproduktion (MWh) / Nennleistung (MW Betriebsdauer([h]): Tatsächliche Zeit, in der die Anlage läuft, unabhängig von der Leistung

Answer 8

1) ~ 70% (berechnet mit slide 14) 2) ~60% (-> ~30% (ca. 25% On-, ca. 5% Offshore) von Stromerzeugung gesamt aus Windkraft bzw. ca. 1/2 der EE-Stromerzeugung) -> Quelle: BNetzA SMARD 3) Liegt vor allem daran, dass die Jahresvolllaststunden von EE (vor allem wegen der Dargebotsschwankungen (PV/Wind/teils Wasser)) im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken geringer sind

Answer 9

Die fluktuierenden erneuerbaren Energien Windenergie und PV: - hohe spezif. Investitionskosten (Kapitalkosten) - Grenzkosten = 0 (nahe 0) (- teilweise noch steile Lernkurve) Fossile Kraftwerke weisen im Regelfall: - geringere spezifische Investitionskosten [€/kW] (Kapitalkosten) - deutlich höhere Grenzkosten (> 0)

Answer 10

(1) Jahresdauerlinie der Residuallast (2) Entwicklung der Residuallast im Zeitverlauf

Answer 11

1) Ausnutzung der Größendegressionsvorteile Abfangen örtlicher Lastspitzen Kompensation möglicher Ausfälle von Kraftwerken 2) Erhöhung der Versorgungszuverlässigkeit Senkung der Erzeugungskosten durch grenzüberschreitenden Handel

Answer 12

Amprion TenneT 50Hertz TransnetBW

Answer 13

1) ~ 50% (Haushalte 25%, GHD ~ 25%) 2) Haushalte (38%) > GHD (34%) > Industrie (25%) (siehe slide 33)

Answer 14

1) Netzbetreiber (ÜNB + VNB) ((-> um störungsfreien Betrieb der Netze zu gewährleisten)) 2) - Betriebsführung (Betrieb der Netze, Bsp. Redispatch 2.0 (Engpass- und Einspeisemanagement), Schalthandlungen) - Frequenzhaltung (Momentanreserve, Primärregelung, Sekundärregelung, Minutenreserve) - Versorgungswiederaufbau nach Blackout (Schwarzstartfähigkeit) - Spannungshaltung (Bsp. Blindlastmanagement) 3) Verlustenergie Netzreserve

Answer 15

1) 5,2 Mrd. € 2) Netzengpassmanagement (Redispatch-Kosten für Hoch- und Runterfahren von Kraftwerken (z.B. Entschädigungszahlen für entgangene Erlöse oder zusätzliche Brennstoffkosten); Abregelungskosten -> Entschädigungszahlungen an EE-Anlagenbetreiber; usw.)

Answer 16

1) Regelleistung: Wird zum Ausgleich von Frequenzabweichung (zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs) vorgehalten (Frequenzhaltung = 50 Hz; zulässige Schwankung +/- 0,2 Hz) -> Korrektur der (inner-) viertelstündlichen Abweichungen -> denn: Stromnachfrage und -angebot muss jederzeit ausgeglichen sein, damit Frequenz bei 50Hz gehalten wird -> Positive RL falls Frequenz < 49,8 Hz: Erhöhung Erzeugungsleistung/Absenkung Verbrauchsleistung (Maßnahmen) -> Negative RL falls Frequenz > 50,2 Hz: Absenkung Erzeugungsleistung/Erhöhung Verbrauchsleistung (Maßnahmen) 2) Regelenergie: Kurzfristig und physisch vom ÜNB eingesetzte Regelleistung (-> also Erhöhung Erzeugung/Absenkung Verbrauch (siehe bei 1))) 3) Bereitstellung von Regelleistung (Regelenergiemarkt) Regelzone: EE + konv. Kraftwerke + Händler + große Verbraucher -> bieten Regelleistung oder bieten die Nutzung von Regelleistung (pos./neg. Regelleistung) -> Vergütung für Bereitstellung u./o. Nutzung von Regelleistung

Answer 17

Funktionsweise: - Systembetreiber (ÜNBs) beschaffen Regelleistung über transparente, diskriminierungsfreie Ausschreibungen (www.regelleistung.net) - Primärregelleistung wird von den ÜNBs regelzonenübergreifend eingesetzt (alle im ENTSO-E-Gebiet) - Sekundär- und Tertiärregelung wird durch den ÜNB der Regelzone eingesetzt Aufbau: Primärregelung: - Automatische Aktivierung innerhalb von 30s - Abzudeckender Zeitraum pro Störung: 0 < 5 < 15min -> Frequenz wird stabilisiert Sekundärregelung: - Automatische Aktivierung und vollst. Erbringung innerhalb von max. 5min. - Frequenz wird angehoben/abgesenkt Tertiärregelung/Minutenreserve: - Vollständige Aktivierung binnen max. 15 min. - Abzudeckender Zeitraum pro Störung: 15 min < t < 60 min. (bis zu mehreren Stunden bei mehreren Störungen) (-> Sekundär- und Tertiärregelung: Maßnahmen, um Frequenz wieder auf 50 Hertz zu bringen und anschließend Primärreserve wieder frei geben zu können)

Answer 18

1) Pumpspeicher, thermische Kraftwerke, Batteriespeicher 2) Pumpspeicher, thermische Kraftwerke 3) Pumpspeicher, thermische Kraftwerke, MRL-Pools/virtuelle Kraftwerke: Biomasse, abschaltbare Lasten, zukünftig auch Windenergieanlagen

Answer 19

1) Ist die Energie, die ein BKV (bilanziell (!)) beziehen muss, um seinen Bilanzkreis auszugleichen 2) - Techn. irrelevant, Abrechnungsgröße - Bilanzkreisverantwortliche (BKV) (z.B. Stromlieferanten) übermitteln am Vortag die Fahrpläne (1/4-Takt) (Fahrpläne der Last + Fahrpläne der KW (=Dispatch)) ihrer Bilanzkreise an die Bilanzkreiskoordinatoren (BKK / ÜNBs) - Wenn die Fahrpläne dann von der tatsächlichen Einspeise-/Nachfragemenge abweichen, müssen die BKK (ÜNB) Regelenergie einsetzen - Die Kosten für die eingesetzte Regelenergie legen die BKK auf die BKV in Form von Ausgleichsenergiekosten um ("Die Regelenergie regelt den Stromfluss - die Ausgleichsenergie den Geldfluss") - Für die Bestimmung der Ausgleichsenergiekosten ermitteln die BKK die Bilanzkreisabweichungen (= Ausgleichsenergiebedarf) und den regelzonenübergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsenergiepreis (reBAP) -> Wenn Abweichungen des individuellen Bilanzkreises das Ungleichgewicht der Systembilanz des gesamten Regelverbundes verstärken, muss der BKV den Ausgleichsenergiepreis für seinen Ausgleichsenergiebezug an den ÜNB zahlen -> Wenn die Abweichung das Ungleichgewicht abschwächt, erhält der BKV eine Zahlung vom ÜNB (Akteure mit eigenem Bilanzkreis (BKV) können z.B. EE-Anlagenbetreiber, Konventionelle Kraftwerksbetreiber, Händler, sehr große Verbraucher (mit eigener Strombeschaffung) sein) (Regelleistung wird erst notwendig, wenn die Summe aller Bilanzkreisfahrpläne von der tatsächlich benötigten Liefermenge abweicht! -> also Abweichungen von Bilanzkreisen gleichen sich teils gegenseitig aus)

Answer 20

(1) ÜNBs (2) ÜNBs/Bilanzkreiskoordinatoren (3) Bilanzkreisverantwortlichen (z.B. Händler, Stromlieferanten) (4) monatlich -> Da Abweichungen ,die zu Ungleichgewicht des gesamten Regelverbundes führen pönalisiert werden und Abweichungen, die zur Verringerung führen honoriert/vergütet werden, wird nur die Differenz in Rechnung gestellt (?)

Answer 21

Bilanzkreiswesen ist ein zentraler Organisationsgrundsatz des deutschen und europäischen Stromsystems -> Alle Erzeuger und Verbraucher müssen einem Bilanzkreis zugeordnet sein Es handelt sich um ein virtuelles Energiemengenkonto, das stets ausgeglichen zu führen ist Der Bilanzkreisverantwortliche ist dafür zuständig, dass der Bilanzkreis ausgeglichen ist (also das 1/4h-Takt-Fahrpläne der tatsächlichen 1/4h-Takt-Lieferung entsprechen) -> Ansonsten muss ÜNB Regelenergie einsetzen -> Wird dann in Form von Ausgleichsenergiekosten dem Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt (Vergütung und Pönalisierung möglich) (Bsp.: Ein Erzeuger in einem Bilanzkreis muss seine Erzeugung entweder physikalisch dem Bilanzkreis zur Verfügung stellen oder über Großhandelsmärkte vermarkten, sodass das Saldo ausgeglichen ist.)

Answer 22

(1) Beschaffung von Regelleistung (Verlustenergie wird auch wettbewerblich beschafft, aber ist keine Systemdienstleistung!)

Answer 23

Alle Netzkunden über die Netzentgelte (Kosten für eingesetzte Regelenergie (Ausgleichsenergiekosten) werden dagegen den BKV, die das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch verstärken, in Rechnung gestellt!)

Answer 24

wahr (OTC-Handel größeres Volumen, weil große Unternehmen und Energieversorger langfristige Verträge direkt eingehen, anstatt an der Börse zu kaufen.)

Answer 25

1) - Einzelstunden/Viertelstunden - Base (konstante Leistung als Band für volle 24h über einen Tag/Woche/Monat/Jahr) - Peak (konstante Leistung als Block werktags von 8-12Uhr) 2) Wie unter 1) (!) 3) OTC-Handel 4) Individuelle Leistung im Stunden- oder im 1/4h-Raster -> als normalen Fahrplan -> als Fahrplan mit Flexibilität (bei max. Flex.: offener Vertrag)

Answer 26

Bilateral (OTC) gehandelter, nicht standardisierter Lieferkontrakt -> Der Käufer verpflichtet sich zur Abnahme und Bezahlung -> der Verkäufer zur Lieferung einer bestimmten Strommenge zu einem zuvor festgelegten Preis Bei Fahrplan mit Flexibilität hat der Käufer das Recht, von diesem Fahrplan in definierten Grenzen abzuweichen (Bilateral auszuhandelnde Parameter: Leistungszeitreihe in bestimmter Auflösung, Lieferort, Lieferbeginn und Dauer, Preis pro MWh)

Answer 27

Für die Transparenz und Liquidität der Märkte Anonymer Beschaffungs-/Absatzkanal für Kurzfristausgleich -> dadurch z.B. keine Diskriminierungen unter Wettbewerbern möglich Im OTC-Handel typischerweise nicht der Fall.

Answer 28

Übertragungskapazitäten

Answer 29

Lieferzeiträume Kontrahierungszeitpunkte Lieferanten bzw. Handelsplatz (OTC/Börse) Kurzfristige Zu- und Verkäufe auf den Spotmärkten (siehe slide 47)

Answer 30

1) Eigenschaften: - Anonymer Beschaffungs-/Absatzkanal für Kurzfristausgleich - Stellt Preistransparenz her - Dient als Referenzpreis für Terminprodukte - Minimiert Transaktionskosten durch zentrale Abwicklung - Liquidität durch Standardisierung 2) fluktuierende erneuerbare Energien steuerbare Erzeugungsanlagen -> Kraftwerke

Answer 31

1) Eigenschaften: - Grundlage für Risikomanagement/Investitionssicherheit - Erhöht Markteffizienz als Arbitrage- und Spekulationsplattform - Dient als Bewertungsgrundlage für offene Positionen - Clearing minimiert Gegenparteirisiko - Terminmarkt unterstützt Liquidität im Spothandel 2) Erzeuger: - Steuerbar Erzeugungseinheiten -> Kraftwerke

Answer 32

Wahr (Spotmärkte werden aufgrund fluktuierender EE immer bedeutender)

Answer 33

1) Merit-Order: Bezeichnet die tatsächliche Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Kraftwerke am Day-ahead-Markt, um die wirtschaftlich optimale Stromversorgung zu gewährleisten -> orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten (also der Kosten, die bei einem Kraftwerk für die nächste zu produzierende MWh anfallen würde) -> berücksichtigt also nicht die Fixkosten einer Stromerzeugungstechnologie -> In der Realität können die Gebote aber von den Grenzkosten abweisen, z.B. aufgrund von Gaming-Effekten (Markups/Markdowns -> Überhöhte/künstlich niedrige Preise) 2) Merit-Order-Modell: Modell zur Beschreibung des Preisbildungsmechanismus am Day-ahead-Markt (bei Intraday-> flexibler Echtzeithandel) - Diagramm: Preis [€/MWh], Strommenge [MWh] - Angebotskurve -> Kraftwerke bieten ihre jeweiligen Strommengen zu ihren jeweiligen kurzfristigen Grenzkosten -> Die Gebote werden nach aufsteigender Grenzkosten sortiert - Nachfragekurve -> Annahme: Kurzfristig konstante (preisunelastische) Nachfrage - Marktpreis -> Marktpreis ergibt sich im Schnittpunkt der Angebots- und Nachfragekurve -> Folglich Einheitspreisauktion (uniform pricing) -> Marktpreis (Markträumungspreis) = Grenzkosten des Grenzkostenkraftwerks (letztes KW, welches zur Deckung der Nachfrage noch benötigt wird) - Alle Kraftwerke mit Grenzkosten < Marktpreis kommen zum Zuge und erwirtschaften Deckungsbeiträge (DB des Grenzkraftwerks = 0) 3) Ja (nur ein(!) mögliches) -> Die Merit-Order versucht also zu erklären, wie die Preisbildung auf dem Strommarkt funktioniert

Answer 34

1) Angebot > Nachfrage Wenn zusätzliches Angebot nicht gedrosselt oder exportiert werden kann, wird es zu neg. Preisen angeboten. -> d.h. Anbieter zahlen dafür das ihr Strom abgenommen wird 2) Gründe warum nicht gedrosselt wird: - Inflexibilität konv. Kraftwerke: Strategie, Kraftwerke durchlaufen zu lassen kann wegen hoher An- und Abfahrkosten ökonomisch sinnvoller sein als Kraftwerke herunterzufahren - Thermische Kraftwerke (z.B. Kohlekraftwerke) besitzen lange An- und Abfahrdauern, auch bei einem Warmstart. - KWK-Kraftanlagen haben oftmals Wärmelieferverpflichtungen - Eine Mindesterzeugung für Systemleistungen ist notwendig - EE in der Einspeisevergütung erhalten eine preisunabhängige Vergütung und speisen daher auch bei negativen Preisen ein - EE im Marktprämienmodell regeln ökonomisch erst bei Preisen ab, die in etwa der negativen Marktprämie entsprechen und akzeptieren daher negative Preise bis zu diesem Betrag

Answer 35

Die langfristige Entwicklung von Strompreisen wird durch das Merit-Order-Modell nicht vollständig berücksichtigt -> Dafür müssten Einsatz-, Zubau- und Stilllegungsentscheidungen der Anlagenbauer sowie Fixkosten berücksichtigt werden (- Kraftwerksbetreiber investieren nicht in Kraftwerke, wenn mit dem Stromverkauf nur die Grenzkosten gedeckt werden könnten.) (- Die Investitions- und Rückbaukosten von Atomkraftwerken bilden sich im Merit Order-Modell nicht korrekt ab – ebenso wenig wie die tatsächlichen Gesamtkosten der Erneuerbaren Energien.) (- Das Merit-Order-Modell beschreibt in seiner Grundform kein strategisches Gebotsverhalten und Aufschläge auf die Grenzkosten (Markups), die zu Abweichungen von den kurzfristigen Grenzkosten in der Realität führen sind nicht berücksichtigt.) (Bei Merit-Order ist dagegen die Annahme, dass jeder Kraftwerksbetreiber immer nur die Kosten für die nächste zu produzierende Einheit decken will)

Answer 36

1) Erhöhung der Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien -> Effekte: - Annähernd grenzkostenfreie Erzeugung aus Windenergie (und PV) erhöhen sich - Die Merit-Order-Kurve (Angebot) verschiebt sich nach rechts, während die Nachfrage konstant bleibt - Im Ergebnis stellt sich ein geringerer Preis ein (sog. "Merit-Order-Effekt" der erneuerbaren Energien) -> Grenzkraftwerk z.B. bei der neuen Angebotskurve ein Steinkohlekraftwerk statt eines Gaskraftwerks -> siehe slide 55, VL8! 2) Problematisch: - Durch den preissenkenden Effekt kannibalisieren EE ihre eigenen Vermarktungserlöse bzw. Deckungsbeiträge! -> Aktuell werden diese Effekte noch durch die Marktprämienzahlung (= AW - MW) verhindert (!) - Day ahead Markt ist nicht die einzige Vermarktungsmöglichkeit (Bsp. PPAs) 3) H2 Rückverstromung-KW oder Biomasse-KW werden zum Ausgleich der Volatilität der EE benötigt -> da beide grenzkostenbehaftet sind, werden diese KW dann zeitweise den market clearing price (= marginal costs >= 0) setzen und damit große Gewinnmargen für EE-Betreiber ermöglichen!

Answer 37

Strompreis für Haushalte (2023): Steuern (z.B. Stromsteuer), Abgaben (z.B. Konzessionsabgabe) und Umlagen (z.B. Umlage für abschaltbare Lasten) (27%) Netzentgelte inkl. Messstellenbetrieb (ca. 20%) Strombeschaffung und Vertrieb (ca. 50%) (Vor Russischem Angriffskrieg (z.B. 2020/2021) war der Anteil der Strombeschaffung und Vertrieb noch bei 1/3 und staatliche regulierte Preisbestandteile 2/3)

Answer 38

ca. 40 ct/kWh (DURCHSCHNITT) -> aber mittlerweile auch wieder Preise von 30ct/kWh möglich! (Entwicklung des durchschnittlichen Endkundenpreises für Haushaltskunden (Jahresverbrauch 3.500 kWh -> slide 60)

Answer 39

(frühere) Abschaffung der EEG-Umlage Strompreisbremse (ausgelaufen zum 31.12.2023)

Answer 40

EEX (Terminmarkt) EPEX Spot (Spotmarkt) Nord Pool Spot (Spotmarkt nordische Länder und Europa) (es existiert eine Vielzahl weiterer Börsenplätze)

Answer 41

(1) 10% (2) weniger

Answer 42

Diejenigen Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten als das Grenzkraftwerk (bzw. mit geringeren Geboten) erzielen Deckungsbeiträge (= Verkaufspreis - var. Kosten = Betrag, der zur Deckung der Fixkosten zur Verfügung steht) -> Diese können zur Deckung der Kapitalkosten herangezogen werden -> Wenn ausreichend oft genügend hohe Deckungsbeiträge erzielt werden können, ist eine Refinanzierung der Kapitalkosten möglich. (siehe Ü10, slide 26!)

Answer 43

Residuallast = Gesamtlast - Erzeugung-EE

Answer 44

stärker fluktuieren

Answer 45

Dark Spread - Er zeigt die Rohmarge für Kohlekraftwerke an – Er wird bestimmt durch: Differenz aus Elektrizitätspreis und Kohlepreis durch den Wirkungsgrad des Kraftwerks Clean Dark Spread - Hier werden des Weiteren die Kosten für die CO2-Emissionen entsprechend der Emissionsintensität von Kohle und Preis der CO2-Zertifikate berücksichtigt.

Answer 46

Spark Spread - Er zeigt die Rohmarge für Gaskraftwerke an – Wird bestimmt durch: Differenz aus Elektrizitätspreis und Gaspreis durch den Wirkungsgrad des Kraftwerks (- Er stellt einen energiemengenbasierten Indikator für das Verhältnis von Gas und Strompreis wieder) Clean Spark Spread - Hier werden des Weiteren die Kosten für die CO2-Emissionen entsprechend der Emissionsintensität von Gas und Preis der CO2-Zertifikate berücksichtigt.

Answer 47

Unterschiede konventionelle Kraftwerke und fluktuierende erneuerbare Erzeugungsanlagen in Kostenstrukturen und CO2-Emissionen Konventionelle Kraftwerke: - Grenzkostenbehaftet (u.a. Brennstoffkosten & CO2-Zertifikatskosten); unterschiedliche Höhe der Grenzkosten je nach Technologie → Kernenergie und Braunkohle mit den geringsten, Erdgas und Öl mit den höchsten Grenzkosten - Kapitalkosten unterschiedlich ausgeprägt, bezogen auf die erzeugte Strommenge geringer als bei fluktuierenden erneuerbaren Energien - Spezifische CO2-Emissionen abhängig vom Brennstoff (und Wirkungsgrad) → bei Gas ca. 300-400 g CO2/kWh, bei Steinkohle ca. 900 g CO2/kWh, bei Braunkohle mehr als 1.000 g CO2/kWh Fluktuierende erneuerbare Energien (Wind, PV, Laufwasser): - Annähernd grenzkostenfrei (bis auf Kosten für Wartung, Anlagenbetrieb) - Kapitalkosten sehr hoch bezogen auf die erzeugte Strommenge - Keine spezifischen CO2-Emissionen (bezogen auf die erzeugte Strommenge; CO2-Emissionen zur Anlagenherstellung nicht erfasst)

Answer 48

1) Grundlastkraftwerke (sehr hohe Volllaststunden, ca. 6.000 - 8.000 h/a): Kernenergie, Braunkohle-KW: -> Grund: geringe Grenzkosten und tendenziell hoher Investitionsaufwand -> Technische Charakteristika: - hohe Nennleistungen (Leistungsbereiche bis > 1 GW) - schlechtere Flexibilitätseigenschaften Mittellastkraftwerke mit mittleren Volllaststunden (ca. 3.500 - 6.000 h/a): Steinkohle-KW: -> Grund: Mittlere spez. Investitionskosten und mittlere Grenzkosten -> Technische Charakteristika: - geringere Nennleistungen (ca. 600 MW) - bessere Flexibilitätseigenschaften als Grundlastkraftwerke Spitzenlastkraftwerke mit niedrigen Volllaststunden (ca. 1.000 - 3.000 h/a): Erdgas und z.T. ölgefeuerte KW (insbesondere Gasturbinen): -> Grund: hohe Grenzkosten und geringe spezif. Investitionskosten -> Technische Charakteristika: - geringe Nennleistungen und Skalierbarkeit (< 100 MW bis 2 x 400 MW) - schnelles An- und Abfahren - sehr gute Flexibilitätseigenschaften 2) Kritik: - Die Charakterisierung Grund-, Mittel- und Spitzenlast ist eigentlich rein nachfrageseitig. - Durch die Energiewende nimmt die Auslastung der Kraftwerke ab und diese müssen flexibel betrieben werden. Die Trennung zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlast verschiebt sich zunehmend zugunsten der Residuallastdeckung, die nur begrenzt tageszeitliche Ausprägungen aufweist (tageszeitliches Profil der Photovoltaik, zufällige Fluktuationen bei Wind)

Answer 49

1) Wind/PV -> Wasser -> (Kernenergie) -> Braunkohle -> Steinkohle -> Gas -> Öl -> siehe z.B. Ü10, slide 22 2) 2a) Effekte: - Erhöhung der Grenzkosten von Gaskraftwerken - Erhöhung der Preise in den Zeiten, in denen Erdgas preissetzend ist -> siehe Ü10 slide 21 2b) Effekte - Senkung des (durchschnittlichen) Strompreises durch Verschiebung der Nachfragekurve nach links - Für dargestellte (kurzfristige) Marktsituation wird eine geringere Nachfrage unterstellt -> siehe Ü10 slide 22 2c) Effekte: - Steigerung der quasi grenzkostenfreien Erzeugung aus Wind - Verschiebung der gesamten Merit-Order (Angebotskurve) nach rechts um die zusätzliche Einspeisemenge - Gesunkene Strompreise für den Zeitraum (wenn Gaskraftwerke rausfallen) -> siehe Ü10 slide 23 2d) Effekte: - Kein Effekt, da lediglich die Grenzkosten für die Preisbildung maßgeblich sind (!!!) 2e) Effekte - Senkung der Grenzkosten aller Kraftwerkstechnologien (d.h. Verschiebung der Merit Order nach unten) - Geringerer Strompreis (bei allen Nachfragesituationen) - Leichte Verlängerung der Stufenbreite, da Kraftwerke eine höhere Leistung einspeisen können (d.h. mehr Strom erzeugen können) -> siehe Ü10 slide 25

Answer 50

Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserve(leistung) Es gibt außerdem einen Markt für Regelarbeit! -> Dort wird Sekundärregelarbeit und Minutenreservenarbeit gehandelt -> Arbeit: Tatsächliche Bereitstellung vs. Leistung: Vorhalten von Leistung (!)