10. Übung (Wichtig) Flashcards
Aufgaben 1-7!
…
Wie könnte eine Formel lauten mit der die Grenzkosten für z.B. ein Braunkohlekraftwerk berechnet werden soll?
Grenzkosten =
(Brennstoffpreis/Wirkungsgrad)
+
Zertifikatepreis * (spez. Emissionsfaktor/Wirkungsgrad)
+
var. Betriebskosten
Erklären Sie, warum Kapazitäts- und Erzeugungsmix nicht miteinander übereinstimmen und welcher Zusammenhang besteht!
Dargebotsabhängigkeit von EE -> erfordert hohe installierte Leistung
Unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerke bedingen unters. Auslastung (Volllaststunden)
(-> Weil die variablen und fixen Kosten bestimmen, wie oft und in welcher Situation ein Kraftwerk wirtschaftlich betrieben wird
GPT:
So haben z.B.:
Hohe Volllaststunden:
- EE variable Kosten von nahe 0 €/MWh, weshalb sie immer vorrangig einspeisen, solange Wind oder Sonne verfügbar ist.
- Kernkraftwerke haben sehr hohe fixe Kosten, aber geringe variable Kosten und sind schlecht regelbar (für Grundlast optimiert) -> müssen daher möglichst immer laufen, um wirtschaftlich zu sein
- Baunkohlekraftwerke
-> hohe fixe Kosten, aber geringe variable Kosten und geringe Regelbarkeit
-> müssen daher möglichst immer laufen, um wirtschaftlich zu sein
Mittlere Volllaststunden:
- Steinkohle:
-> höhere variable Kosten als Braunkohle, daher eher in der Mittellast betrieben
-> wird nicht dauerhaft, sondern in Hochpreiszeiten gefahren
Niedrige Volllaststunden:
- Gaskraftwerke
-> sehr niedrige fixe Kosten, aber sehr hohe variable Kosten (Brennstoffpreis und CO2-Zertifikate)
-> flexibel hoch- und runterfahrbar
-> daher ideal für Spitzenlast und Backup für Erneuerbare - Ölkraftwerke
-> extrem teuer im Betrieb
-> laufen nur bei Netzengpässen oder Notfällen
)
1) Geben Sie an, welche Kraftwerke historisch typischerweise in welchem Lastbereich eingesetzt wurden und warum?
-> Gehen Sie dabei auf technische und auf wirtschaftliche Merkmale der Kraftwerkstypen ein.
2) Nennen Sie die Kritikpunkte, warum die Einteilung nicht mehr zeitgemäß erscheint!
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)
Wie unterscheiden sich die Kostenstrukturen und spezifischen CO2-Emissionen (CO2-Emissionen bezogen auf die erzeugte Strommenge) von konventionellen und fluktuierenden erneuerbaren Erzeugungsanlagen?
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:
- 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)
1) Zeichne typische Merit-Order!
2) Inwiefern wirken sich die folgenden Ereignisse beziehungsweise Maßnahmen auf den Verlauf der Merit Order aus:
2a) Erhöhung des Gaspreises
2b) Langfristiger Rückgang der Stromnachfrage
2c) Erhöhte Einspeisung aus Windenergie
2d) Erhöhung der Investitionsaufwendungnen von Steinkohlekraftwerken
2e) Technologischer Fortschritt führt zu Wirkungsgradverbesserungen aller Kraftwerkstypen
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
Wie lassen sich mit Hilfe der Merit Order Aussagen bezüglich der Refinanzierung von Kraftwerken mit Blick auf die Deckungsbeiträge treffen?
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!)
1) Wie bildet sich der Preis am Day-ahead-Markt für Strom?
2) Wie lassen sich die bestehenden Kraftwerke hierdurch refinanzieren? Fokus: Wie könnten große Anbieter auf diesem Markt die Preise theoretisch zur eignen Gewinnmaximierung beeinflussen?
1) Nach dem Merit-Order-Prinzip in uniform pricing Auktion
2)
Möglichkeit 1 (Handeln großer Anbieter):
-> Strategische Zurückhaltung von Kraftwerken mit mittleren Grenzkosten zugunsten von Kraftwerken mit höheren Preisen
-> Effekt: höhere Preise und höhere Deckungsbeiträge für Kraftwerke mit niedrigeren Grenzkosten
-> Voraussetzung: Preissetzungsmacht und Marktdominanz (heute nach aktuellen Sektoruntersuchungen nicht mehr gegeben!!!!)
Möglichkeit 2 (Handeln großer Anbieter): Bildung von Preisaufschlägen (markups) auf die Grenzkosten der Kraftwerke (-> etablierte Praxis !!)
1) Warum können auch negative Preise auftreten?
2) Erkläre auch die Gründe dafür! (6)
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
Welche Folgen haben temporär negative Strompreise auf die Elektrizitätswirtschaft?
-> Unterteile hierbei zwischen Auswirkungen auf Erzeuger (3) und Vebraucher!
Erzeuger:
- Zahlt für die Stromabnahme
- setzen Flexibilitätsanreiz (also Anreiz seine Kraftwerke zu flexibilisieren, um bei neg. Preisen vom Netz gehen zu können)
- bei neuen EEG-Anlagen können längere Phasen neg. Preise zum Verlust des EEG-Vergütungsanspruches führen (“6-Stunden-Regel”, neu “4-Stunden-Regel”)
Verbraucher:
- Anreiz, den Bezug auszuweiten
-> kann durch weitere Preisbestandteile für Letztverbraucher (Abgaben, Umlagen, Entgelte) abgeschwächt werden
Warum erleiden große Erzeugungsunternehmen mit überwiegend konventionellen Erzeugungskapazitäten in Deutschland derzeit massive Verluste?
Großhandelsstrompreisniveau ist infolge zunehmender EE-Erzeugung, niedriger CO2-Preise und niedriger Brennstoffpreise derzeit sehr niedrig (Trendumkehr zeichnet sich ab, aber auch steigende CO2-Preise)
-> i.d.R. reichen die hierdurch erwirtschafteten Deckungsbeiträge nicht für die Refinanzierung neuer Kapazitäten
-> Nach Aussagen der KW-Betreiber ist darum die Refinanzierung (bzw. Weiterbetrieb) bestehender Erzeugungsanlagen gefährdet
Warum werden neben den Großhandelsmärkten für Strom noch Regelleistungsmärkte bzw. ein Mechanismus zur Beschaffung von Regelleistung benötigt?
Strom nur in begrenztem Umfang speicherbar -> daher muss immer Stromerzeugung = Stromverbrauch sein
Abweichungen führen zu Frequenzabweichungen
BKV müssen Erzeugung und Verbrauch vorab prognostizieren und dem jeweiligen ÜNB mitteilen, damit zumindest vorab ausgeglichene Bilanz vorliegt.
In Echtzeit können sich Abweichungen davon ergeben, was Frequenzabweichungen verursachen kann.
-> Falls Abweichung von +/- 0,2 Hz von 50Hz auftreten, muss reagiert werden
Um die Frequenzabweichungen abfedern zu können werden Erzeugungs- und/oder Verbrauchskapazitäten für die Vorhaltung von Regelleistung vertraglich festgelegt.
-> Werden diese abgerufen und stellen aktiv Energie für den Ausgleich der Systembilanz zur Verfügung (bzw. beziehen Energie) spricht man von Regelenergiebereitstellung.
Welche Regelleistungsarten werden auf dem Markt für Regelleistung gehandelt?
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 (!)
Was unterscheidet die Preisbildung an den Regelenergiemärkten von der Preisbildung am Day-ahead-Markt der Strombörse?
Day-ahead: Einheitspreisauktion (uniform pricing)
-> gleicher Preis für alle
Regelleistungsmärkte: preisdiskriminierende Auktion (“pay as bid”) -> jeder erhält Preis nach individuellem Gebot
(Weitere Unterscheidung: bei SRL und MRL separate Gebote für Leistungs- und Arbeitspreis
Weitere Unterscheidung: separate Märkte für Regelarbeit)
Was beeinflusst den Preis für Ausgleichsenergie?
Kosten des Regelenergieeinsatzes
Menge der abgerufenen Regelenergie bzw. Saldo der Bilanzkreisabweichungen
(AEP = ca. (Kosten Regelenergie / Saldo Regelenergiemenge))
Wie kann ein Unternehmen Ausgleichsenergiekosten minimieren? (2)
Kurzfristiger Ausgleich am Day-ahead und Intraday-Markt
Maßnahmen zur Verbesserung der Prognosen für Erzeugung und Verbrauch im Bilanzkreis
Welche Aufgaben hat ein Stromvertriebsunternehmen?
Belieferung von Kunden mit Elektrizität (bilanziell)
i.d.R. Bilanzkreisverantwortung
-> also Prognose der Kundenverbräuche und Beschaffung der Energiemengen zur Bedarfsdeckung; Mitteilung der (ausgeglichenen) Bilanzsalden an ÜNB
Abrechnung der Kunden und Weiterleitung von regulierten Zahlungen an die Netzbetreiber (Netzentgelte, Umlagen) bzw. Abführung von Steuern
Weitere umfangreiche Pflichten, wie beispielsweise Stromkennzeichnung
Wie setzt sich der Strompreis für Haushaltskunden zusammen?
Kosten für Strombeschaffung und Vertrieb sowie Gewinnmarge
Steuern
-> Mehrwertsteuer (19% auf alle Kostenpositionen)
-> Stromsteuer (fixer Betrag von 2,05 ct/kWh)
Entgelte
-> Nettonetzentgelt (je nach Versorgungsgebiet/Netzbetreiber unters.)
-> Entgelte für Messung, Messstellenbetrieb und Abrechnung
Konzessionsabgabe (Abgabe an die Kommunen für die Nutzung der Wege, je nach Gemeindegröße)
Umlagen
-> KWKG-Umlage
-> §19 StromNEV-Umlage (Kompensation für Netzentgeltreduktion für bestimmte Industriekunden)
- Abschaltbare Lasten-Umlage
- Offshore-Haftungsumlage (Kompensation für Vergütungszahlungen an abschaltbare Verbraucher)
Wie bestimmt ein Vertriebsunternehmen die am Großhandelsmarkt zu beschaffende Strommenge? (2)
Prognostizierung der Verbrauchsmengen der Kunden anhand von Standardlastprofilen bzw. deren historischen Lastgängen
Zukauf von Börsen oder OTC-Produkten für den prognostizierten Summenlastgang
(siehe Ü10, slide 37)
Seit Liberalisierung der Strommärkte seit späten 1990er in DE: ?(1)? als Strommarktdesign etabliert
(1) Energy-Only-Markt
Seit Liberalisierung der Strommärkte seit späten 1990er in DE: Energy-Only-Markt als Strommarktdesign etabliert.
Konzeptionell stehen sich Energy-Only-Markt und Kapazitätsmarkt gegenüber
Ein EOM vergütet ?(1)?
Ein Kapazitätsmarkt vergütet ?(2)?
(1) nur die tatsächlich erzeugte Energie
(2) bereits die Bereitstellung zur Stromerzeugung
Derzeitiger Stand in DE: Welches Strommarktdesign? Erkläre!
Energy Only-Markt 2.0 mit Kapazitätsreserve (außerdem für Redispatch auch Netzreserve )
Strommarkt ist durch eine sog. Kapazitätsreserve abgesichert
-> In dieser sind außerhalb des sonstigen Strommarkts Kraftwerke vorgehalten, die nur in Ausnahmesituationen zum Einsatz kommen
-> Die Reserveleistung wird von den ÜNBs per Auktion beschafft
(Reserveleistung bislang immer 2GW, Volumen alle 2 Jahre von BNetzA bestimmt)
Die Kraftwerke der Netzreserve dürfen ausschließlich für Redispatch-Maßnahmen eingesetzt werden
Bislang wurden die angestrebten 2 GW für die Reserveleistung (Kapazitätsreserve) noch nie erreicht.
Die Reserve wurde außerdem noch niemals aktiviert.
Wahr/Falsch?
Wahr
Die Kraftwerksstrategie sollte in Form eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes umgesetzt werden. (Aufgrund fehlender Mehrheiten, wurde es noch nicht verabschiedet)
Das Gesetz regelt die ersten beiden von 3 geplanten “Säulen” für neue Kraftwerke.
1) Nenne die ersten beiden Säulen!
2) Nenne die 3. Säule und welche Optionen es dabei gibt (nach Vorschlag BMWK)!
1)
- Säule: Dekarbonisierungsmaßnahmen
- 5 GW neue H2-ready Gaskraftwerke
- 2 GW an Modernisierungen (bestehende Gaskraftwerke H2-ready machen)
- 0,5 GW Kapazität an reinen H2-Kraftwerken
- 0,5 GW H2-Langfristspeicher - Säule: Maßnahmen zur Versorgungssicherheit
- 5 GW Gaskraftwerke für Versorgungssicherheit
2)
- Säule: Umfassender technologieoffener Kapazitätsmechanismus ab 2028 (Doppelförderungen ausgeschlossen)
-> Optionen für Kapazitätsmechanismus/-markt:
- verpflichtendes Spitzenpreishedging
- dezentraler Kapazitätsmarkt
- zentraler Kapazitätsmarkt
- kombinierter Kapazitätsmarkt
- Ergänzung durch Reserve
