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ERgr > 8. EE zur Elekt.vers. (VL) > Flashcards

8. EE zur Elekt.vers. (VL) Flashcards

1
Q

Nenne Gründe für den Einsatz erneuerbarer Energien zur Energieversorgung! (5)

A

Reduktion von CO2-Emissionen, Schadstoffemissionen (und Bodenverbrauch)

Steigerung der Versorgungssicherheit (Unabhängigkeit von Energieimporten aus dem Ausland)

Absicherung gegen steigende Brennstoffpreise in der Zukunft

Förderung der einheimischen Industrie sowie des Handwerks

Förderung der regionalen und lokalen Energieversorgung

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2
Q

Was sind die Primärenergiequellen der EE? (3)

A

Isotropenzerfall, heißes Magma:
-> relevant für Geothermie

Fusion in der Sonne:
-> relevant für:
- Atmosphärenbewegung (-> Windkraftanlagen)
- PV-Anlagen
- Biomasse-Produktion

Gravitation der Planeten:
-> relevant für:
- Gezeiten (-> Gezeitenkraftwerke)

(siehe alles slide 9)

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3
Q

Übersicht Erneuerbare Energien
-> slide 9 !!

A

…

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4
Q

Benenne die Potenzialbegriffe! (6)
-> gib an was sie jeweils umfassen und wie man sie berechnet

A

Von Groß nach kleiner:

Theoretisches Angebotspotential
-> Umfasst Physikalisch nutzbares Potenzial (also auch alles was das umfasst)

Physikalisch nutzbares Potenzial
-> umfasst: Technisches Potenzial (also auch alles was das umfasst)
-> Berechnung:
= Theoretisches Potenzial x max. theoretisch rechnerischer Wirkungsgrad

Technisches Potenzial
-> umfasst: Wirtschaftliches Potenzial, Umweltverträgliches Potenzial
-> Berechnung:
= Physikalisch nutzbares Potenzial x nutzbarer (Flächen/Masse/etc.)-anteil x realer techn. Wirkungsgrad

Wirtschaftliches Potenzial
-> Berechnung:
= Technisches Potenzial - nicht wettbewerbsfähiges Potential (z.B. nicht wettbewerbsfähige LCOE)

Umweltverträgliches Potenzial
- Berechnung:
= Technisches Potential - Nicht umweltverträgliches Potential

Realisierbares Potenzial
-> Umfasst:
Teilmenge der Schnittmenge von Wirtschaftlichem und Umweltverträglichen Potenzial

(siehe slide 10!!)

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5
Q

Was versteht man unter den folgenden Potenzialbegriffen:

1) Theoretisches Angebotspotenzial

2) Physikalisch nutzbares Potenzial

A

1) In einem bestimmten geographischen Raum vorhandenes Energieangebot ohne jegliche Einschränkungen

2) In einem bestimmten geographischen Raum nutzbares Energieangebot unter Berücksichtigung physikalischer Restriktionen

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6
Q

Was versteht man unter den folgenden Potenzialbegriffen:

1) Technisches Potenzial?

2) Wirtschaftliches Potential?

3) Umweltverträgliches Potenzial

4) Realisierbares Potenzial

A

1) Physikalisch nutzbares Potenzial unter Beachtung technischer Restriktionen
(-> z.B. realitätsnah erreichbare Wirkungsgrade oder technische Flächenverfügbarkeit)

2) Technisches Potenzial, das wirtschaftlich genutzt werden kann
(-> Unterschiedliche volks- oder betriebswirtschaftliche Bewertung möglich)

3) Technisches Potenzial, das umweltverträglich genutzt werden kann

4) Realistische Abschätzung der zeitlichen Entwicklung
(-> Abhängig von weiteren Restriktionen, Hemmnissen oder Anreizen)

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7
Q

Erkläre den Potenzialbegriff am Bsp. vom Solarenergiepotenzial!

A

Theoretisches Angebotspotenzial (Theo. P)
- Theo. P = Einfallende Strahlung pro Fläche x Grundfläche
- Theo. P ~ [THW/a]
- Umfasst:

Physikalisch nutzbares Potenzial (Phy. n. P.) - Strahlungsenergie, die theoretisch physikalisch max. genutzt werden kann
- Bsp. Phy. n. P. = Theo. P x max. theo. rechnerischer Wirkungsgrad von Sonnenstrahlung zu elektrischer Energie
- Umfasst:

Technisches Potenzial (Tech. P)
- Strahlungsenergie, die auf nutzbaren Flächen technisch max. genutzt werden kann
- Bsp. Tech. P = (Phy. n. P.) x für PV nutzbarer Flächenanteil x realer tech. Wirkungsgrad von PV-Anlagen
- Umfasst: A) und B)

A) Wirtschaftliches Potenzial (WP)
- Technisches Potenzial, das wirtschaftlich genutzt werden kann
- Bsp. WP = (Tech. P) - nicht wettbewerbsfähiges Potential (z. B. nicht wettbewerbsfähige LCOE)

B) Umweltverträgliches Potenzial (Uwv. P)
- Technisches Potenzial, das umweltverträglich genutzt werden kann
- Bsp. Uwv. P = (Tech. P) - (Nicht uwv. P Bsp. Wasserfälle, Feuchtgebiete,…)

Realisierbares Potenzial (RP)
- Teilmenge der Schnittmenge von A) und B) (Berücksichtigung von z. B. politischen Restriktionen)

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8
Q

Erkläre den Potenzialbegriff am Bsp. vom Bioenergiepotenzial.
-> nicht in VL oder Ü (!)

A

Theoretisches Angebotspotenzial (Theo. P)
- Bsp. Theo. P = Gesamtmenge an Primärenergie in BM (energetischer BM-Begriff = ökologischer BM Begriff + Rest-, Neben- und Abfallstoffe) in Deutschland
- Theo. P ~ [TWh/a]
- Umfasst:

Physikalisch nutzbares Potenzial (Phy. n. P.)
- Theoretisches Angebotspotenzial unter Berücksichtigung physikalischer Restriktionen
- Bsp. Phy. n. P. = Theo. P x max. theo. Wirkungsgrad von BM zu Strom/Wärme
- Umfasst:

Technisches Potenzial (Tech. P)
- Physikalisch nutzbares Potenzial unter Beachtung technischer Restriktionen (z. B. realitätsnah erreichbare Wirkungsgrade oder technischer Flächenverfügbarkeit)
- Bsp. (Tech. P) = (Phy. n. P.) x (nutzbaren BM-Anteil, Bsp. Abzug von z. B. BM im Privatbesitz) x realer tech. Wirkungsgrad von BM zu Wärme/Strom
- Umfasst:

A) Wirtschaftliches Potenzial (WP)
- Technisches Potenzial, das wirtschaftlich genutzt werden kann (Unterschiedliche volks- oder betriebswirtschaftliche Bewertung möglich)
- Bsp. WP = (Tech. P) - nicht wettbewerbsfähiges Potential (z. B. nicht wettbewerbsfähige Strom-/Wärmegestehungskosten)

B) Umweltverträgliches Potenzial (Uwv. P)
- Technisches Potenzial, das umweltverträglich genutzt werden kann
- Bsp. (Uwv. P) = (Tech. P) - (Nicht uwv. P Bsp. Palmöl aus Südamerika/ deutsche Naturschutzgebiete abholzen)

Realisierbares Potenzial (RP)
- Teilmenge der Schnittmenge von A) und B)
- Realistische Abschätzung der zeitlichen Entwicklung abhängig von weiteren Restriktionen, Hemmnissen oder Anreizen

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9
Q

Die quantitative Ermittlung der verschiedenen Potenziale hängt sehr stark von Annahmen ab, daher schwanken entsprechende Angaben in der Literatur!

Wahr/Falsch?

A

Wahr

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10
Q

Überblick: Potenziale und Merkmale der Windenergie in Deutschland
-> slide 12!

Überblick: Potenziale und Merkmale der Windenergie in Deutschland
-> slide 13!

Überblick: Potenziale und Merkmale der Wasserkraft in Deutschland
-> slide 14!

Überblick: Potenziale und Merkmale Geothermie in Deutschland (Stromerzeugung)
-> slide 15!

Geothermiepotenziale in Europa (-2000m) und Deutschland (-2500m)
-> slide 16

A

…

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11
Q

Die Einspeisung von PV und Wind ist ??
-> d.h. sie hängt von der konkreten Wettersituation ab.

A

dargebotsabhängig

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12
Q

Welche steuerbare erneuerbare Energieerzeugung kennst du? (3-5)

A

Biomasse (Strom und Wärme)

Geothermie (kaum Strom, fast nur Wärme)

Wasser-Pumpkraftwerke (Strom)

(In Zukunft: H2-Gasturbinen/-motoren-KW, keine klassische EE-Stromerzeugung)

((BM-KW -> Biomasseverfeuerung -> Dampfturbinen -> Elektrizität/Wärme
+
BM-Gas-KW -> Biomethan -> Elektrizität))

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13
Q

Erneuerbare Energieumwandlungssysteme sind durch eine “…” Schwankung der Verfügbarkeit und vergleichsweise “…” Volllastbetriebsstunden (VBh/a) bei “…” spezifischen Investitionen und geringen Betriebskosten gekennzeichnet

A

“hohe”

“geringe”

“hohen”

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14
Q

Solarenergie

1) Wo ist das Potential von Sonnenenergie in DE am größten?

2) Wann ist das Potential von Sonnenenergie im Jahresverlauf am Größten?

3) Was ist die relevante Kenngröße für die Potentialbewertung?

4) Die Globalstrahlung in DE liegt im Mittel bei ca.?

5) Die Vollbenutzungsstunden von PV-Anlagen liegen in einer Größenordnung von knapp unter?

6) Die Stromgestehungskosten von Freiflächenanlagen liegen aktuell bei ca.?

7) Die Stromgestehungskosten von Dachanlagen bei zumeist unter?

A

1) Im Süden

2) Im Sommer ist das Potential deutlich erhöht

3) Kenngröße: Strahlungsintensität [kWh/m^2]

4) ca. 1.150 GWh/m^2 (Strahlungsintensität im Süden am höchsten(!))

5) < 1000 h/a

6) 3-6 ct/kWh

7) 10 ct/kWh

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15
Q

1) Wo ist das Potential von Windenergie am Größten (in DE)?

2) Wann ist das Potential von Windenergie im Jahresverlauf am Größten?

3) Was ist die relevante Kenngröße für die Potentialbewertung?

4) Windenergieanlagen Onshore erreichen Vollbenutzungsstunden über?

5) WEA Offshore erreichen bereits Vollbenutzungsstunden über?

6) Die Stromgestehungskosten von Onshore-Anlagen liegen etwa zwischen?

7) Bei Stromgestehungskosten Offshore treten auch Kosten auf über?

A

1) Im Norden und in Küstennähe (da dort höchsten Windgeschwindigkeiten)

2) Im Winter ist das Potential leicht erhöht

3) Kenngröße: Windgeschwindigkeit [m/s]

4) 3.200 h/a

5) 4.500 h/a

6) 4-7 ct/kWh

7) > 10 ct/kWh

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16
Q

1) Wo ist das Potenzial von Wasserkraft am größten?

2) Wann ist das Potenzial von Wasserkraft in Laufwasserkraftwerken im Jahresverlauf am Größten?

3) Beschreibe die Fluktuation von Wasserkraft

A

1) An Flüssen und in Gebirgsregionen
-> in DE nahezu ausgeschöpft

2) Zu Beginn des Jahres, Schmelzwasser + Niederschlag

3) Erzeugung unterliegt verglichen mit Wind und Solar geringen Fluktuationen
-> es handelt sich aber um eine Form der fluktuierenden erneuerbaren Energien (aber ist steuerbar teils, z.B. bei Pumpspeicherkraftwerken)

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17
Q

1) Liegt für Windenergie ein charakteristisches Tagesprofil vor?

2) Beschreibe dir Fluktuation

A

1) NEIN!

2)
- kein charakteristisches Tagesprofil
- unterliegt starken stochastischen, kurzfristigen Fluktuationen

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18
Q

1) Liegt für Solarenergie ein charakteristisches Tagesprofil vor?

2) Beschreibe die Fluktuation.

A

1) JA!

2)
- charakteristisches Tagesprofil (“PV-Berg”)
- Ausgeprägte Saisonalität
- kurzfristige Fluktuationen

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19
Q

Es lassen sich theoreitsche, physikalisch nutzbares, technisches, wirtschaftliches, umweltverträgliches und realisierbares Potenzial unterscheiden. (Weitere Abstufungen und abweichende Begriffsverwendungen sind möglich)

Zur Potenzialermittlung wird die Abstufung durchlaufen, wobei was notwendig ist? (2)

A

geeignete Methoden festlegen

Annahmen treffen

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20
Q

Beschreibe die Fluktuation von Geothermie!

A

regelbare erneuerbare Energiequelle
-> unterliegt also keinen Fluktuationen

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21
Q

Wo und für was existieren Geothermiepotenziale in DE?

A

oberflächennahe Geothermiepotenziale
-> Vor allem zur Wärmegewinnung
-> Geothermie zur Stromerzeugung spielt aktuell eine untergeordnete Rolle (Bohrtiefen, seismische Aktivität)

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22
Q

Beschreibe die Fluktuation von Biomasse!

A

Regelbare erneuerbare Energiequelle
-> unterliegt keiner Fluktuation

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23
Q

Biomasse

1) Welche Potenziale gibt es?

2) Vollbenutzungsstunden richten sich nach was?

3) Die Stromgestehungskosten liegen wegen der Einsatzstoffkosten zwischen?

A

1) Potenziale zur Strom- und Wärmeerzeugung
-> wobei insbes. die Frage nach der Größe des realisierbaren bzw. akzeptierten Potenzials limitiert wirkt

2) Strompreisen und der EEG- (bzw. KWKG-)Förderung

3) 7,5 ct/kWh und 15 ct/kWh
-> weisen eine große Spreizung auf

24
Q

Verfügbarkeit (VBh/a) -> Vollbenutzungsstunden pro Jahr

Ordne Windkraft Onshore, Windkraft Offshore, PV und Biomasse nach Größe

A

Biomasse (5000-7000, LF bis 76%)
>
Wind Offshore (3200-4500)
>
Wind Onshore (1800-3200)
>
PV (800-1000)

25
Nenne wesentliche Eigenschaften erneuerbarer Energien! (6)
1. Vergleichsweise geringe Umweltbelastung bei Bau und Betrieb 2. Wirtschaftlichkeit abhängig von lokaler Primärenergieverfügbarkeit (z.B. Sonne, Wind, Wasser) 3. Variabilität der Primärenergie (Wind, Sonne) 4. Eingeschränkte Prognosegenauigkeit von Wind, Solarstrahlung, Niederschlag, Schneeschmelze etc. 5. Beschränkte gesicherte Leistung, zu einem definierten Zeitpunkt 6. Hohe Investitionskosten, sehr niedrige Betriebskosten; teilweise noch steile Lernkurve
26
Nenne Konsequenzen der wesentlichen Merkmale erneuerbarer Energien: 1. Vergleichsweise geringe Umweltbelastung bei Bau und Betrieb 2. Wirtschaftlichkeit abhängig von lokaler Primärenergieverfügbarkeit (z.B. Sonne, Wind, Wasser) 3. Variabilität der Primärenergie (Wind, Sonne) 4. Eingeschränkte Prognosegenauigkeit von Wind, Solarstrahlung, Niederschlag, Schneeschmelze etc. 5. Beschränkte gesicherte Leistung, zu einem definierten Zeitpunkt 6. Hohe Investitionskosten, sehr niedrige Betriebskosten; teilweise noch steile Lernkurve
1) Konsequenzen: - Wesentliche Begründung für Förderung - Grundsätzlich hohe Akzeptanz 2) Konsequenzen: - Mögliche regionale Konzentration der Erzeugung - unabh. von der Last - Koordination mit Netzausbau erforderlich 3) Konsequenzen: - Möglichkeit hoher Gradienten der Residuallast -> ausreichende Backup-Leistung - Flexibilität des Systems 4) Konsequenzen: - Fehlprognosen der Residuallast -> höhere Reserveleistung (vs. Senken der tatsächlichen Reserveanforderungen) - Flexibilität des Systems 5) Konsequenzen: - Konventionelle Leistung oder Speicher und DSM zur Sicherung des Höchstlastzeitpunktes erforderlich 6) Konsequenzen: - An erster Stelle in Merit Order - können oft als negative Last interpretiert werden - in Zukunft temporäre Überschüsse - oft auf Förderung angewiesen
27
Was beschreibt das EE-Reserveparadoxon?
EE-Ausbau legt nahe, dass mehr Regelleistung bzw. Regelenergie benötigt wird ABER in der Realität wird weniger Regelleistung eingesetzt Gründe: - Verbesserung von Erzeugungs- und Lastprognosen - Zusammenarbeit zwischen ÜNB bei Reservebeschaffung - Zunahme Kurzfristhandel
28
Vergleich der zeitlichen Charakteristika erneuerbarer Energien -> slide 20 durchgehen!
...
29
1) Was versteht man unter der Residuallast? 2) Welche EE kann der Residuallastdeckung dienen? 3) Was wird zurzeit überwiegend zur Deckung der positiven Residuallast genutzt?
1) Restbedarf an Strom, der nicht aus fluktuierenden EE gedeckt wird. -> wird durch Flexibilitätsoptionen ausgeglichen 2) Biomasse (als steuerbare Energieerzeugung) 3) konventionelle Quellen
30
Residuallast kann auch negative Werte annehmen. 1) Wann ist das der Fall? 2) Was muss dann geschehen?
1) Wenn Erzeugung aus EE > Gesamtverbrauch 2) - Export des überschüssigen Angebots - Drosselung der EE-Anlagen ("Curtailment")
31
Durch den fluktuierenden Charakter der fluktuierenden erneuerbaren Energien ergeben sich Herausforderungen in Bezug auf möglichst treffsichere Prognosen und den Umgang mit Prognosefehlern sowie großen Erzeugungsrampen. Wahr/Falsch?
Wahr
32
Status der erneuerbaren Energien 2024 in Deutschland: 1) Gesamtenergiebereitstellung durch EE in TWh? 2) Strom aus EE in TWh? 3) Die größten Anteile an der Stromerzeugung entfallen dabei auf? 4) Was ist die zweitgrößte EE-Stromerzeugungsquelle?
1) ca. 500 TWh (Strom 54%, Wärme 38%, Verkehr 7%) 2) ca. 250 TWh Strom aus EE (also > 50% des Bruttostromverbrauchs!) 3) Windenergie (an Land und auf See) 4) PV und Biomasse sind etwa gleich auf -> PV löst Biomasse als zweitgrößte EE-Stromerzeugungsquelle ab!
33
Status der erneuerbaren Energien 2024 -> slide 27 Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in den Jahren 2013 bis 2023 in DE -> slide 28 Die Beiträge erneuerbarer Energien zur Energieversorgung in DE sind in den vergangenen Jahren angestiegen -> slide 29
...
34
Entwicklung PV in DE Nach dem EEG 2023 ist ein PV-Ausbau auf etwa ?(1)? GW bis 2030 vorgesehen und auf etwa ?(2)? bis 2040.
(1) 215 GW (2) 400 GW
35
Warum wird Wasserkraft in DE nicht mit Hochdruck weiter ausgebaut?
Weil das Potenzial fast vollständig ausgeschöpft ist.
36
1) Bis zum Jahr 2030 sollen mind. wie viel Prozent des Strom aus EE stammen? 2) Beschreibe für PV, Wind Onshore und Wind Offshore, Biomasse den aktuellen Ausbauzustand und die Ziele für den Ausbauzustand in 2030 und 2040!
1) 80% 2) Ausbauzustand aktuell (Ende 2024): - PV (99,3 GW) - Wind Onshore (63,5 GW) - Wind Offshore (9,2 GW) - Biomasse (ca. 9 GW) Ausbauzustand in 2030: - PV: 215 GW (EEG 2023) - Wind Onshore: 115 GW (EEG 2023) - Wind Offshore: 30 GW (Windenergie-auf-See-Gesetz) - Biomasse: 8,4 GW Ausbauzustand in 2040/45: - PV 2040: 400 GW (EEG 2023) - Wind Onshore 2040: 160 GW (EEG 2023) - Wind Offshore 2045: 70 GW (Windenergie-auf-See-Gesetz) (-> eine Art Mengensteuerung auch im Prinzip)
37
Was wird in Bezug auf Biomasse zur Stromerzeugung angestrebt?
Im Wesentlichen eine Beibehaltung des heutigen Niveaus sowie eine Flexibilisierung des Anlagenbestands.
38
Weltweite Nutzung erneuerbarer Energien 1) Beitrag erneuerbarer Energien zum Primärenergieverbrauch 2021? 2) Beitrag EE zum Bruttoendenergieverbrauch? 3) Gesamtstromerzeugung erneuerbarer Energien in 2023? 4) Gesamtwärmeerzeugung von EE in 2019?
1) 7% Anteil (ca. 80 EJ von insgesamt ca. 600 EJ) 2) 18% (65EJ von ins. ca. 370 EJ) 3) 8.931 TWh (47% Wasserkraft) 4) 1,66 EJ (Biomasse 97%) (siehe slide 34+35!!)
39
Vergleiche die internationale EE-Nutzung mit der nationalen (in DE)!
Fundamental abweichend voneinander Stromerzeugung aus EE international v.a. Wasserkraft (47% von EE-Stromerzeugung) -> in DE nur geringer Anteil! Wärmeerzeugung aus EE international v.a. Biomasse (97% von EE-Wärmeerzeugung) -> in DE mit 31% zwar recht am meisten, aber deutlich geringerer Anteil
40
Welche Grundfragen stellen sich bei der Ausgestaltung des Fördersystems? (4)
Mengen- versus Preisfestlegung? Technologiespezifische vs. technologieoffene Förderung? Weiterwälzung der Kostenbelastung - auf wen und in welchem Umfang? Ausgestaltung der Systemintegration: -> Physikalische Wälzung vs. finanzielle Wälzung -> Zentrale Vermarktung vs. Direktvermarktung
41
Nenne und erkläre die prinzipiellen Modelle zur Förderung von Erneuerbaren Energien! (3)
Preisbasierte Förderung: Preis der EE wird festgelegt -> Menge an EE wird dadurch implizit über die Angebotskurve auch festgelegt -> Problem: Angebotskurve genau zu prognostizieren (Resultierende Menge kann von angestrebter Menge abweichen) Mengenbasierte Förderung: Menge (/Quote) an EE wird festgelegt -> Preis resultiert über Markt Unterstützende Maßnahmen: - Investitionsanreize - Kreditförderung - Steuervergünstigungen
42
Beschreibe die Entwicklung des EEG!
Stromeinspeisungsgesetz (1991) als Vorgänger des EEGs: -> Abnahmepflicht von EE-Strom für NB -> Mindestvergütung/Einspeisevergütung EEG (2000): -> Entstehung des EEG -> Verpflichtung des NB zur vorrangigen Einspeisung von EE-Strom -> Anschluss-, Abnahme- und Vergütungspflicht -> Feste Einspeisevergütung (Planungssicherheit für Investoren, nur noch für die ersten 20 Jahre, Grundlage: Stromentstehungskosten) EEG (2004): -> EE-Ausbauziele -> Stärkung der Biomasseförderung EEG (2012) -> Optionale Direktvermarktung über Marktprämienmodell mit Managementprämie -> Gesonderte "PV-Novelle" mit u.a. Obergrenze für Zubau von PV+Senkung der garantierten Abnahmepreise für Strom aus PV EEG 2014: -> Stufenweise Einführung der verpflichtenden Direktvermarktung für Neuanlagen > 100kW mit IBN ab 01.01.2016 -> Managementprämie fällt weg (bzw. Einspeisung im anzulegenden Wert) -> bei Einspeisevergütung wird Managementprämie abgezogen (-> Anspruch auf Einspeisevergütung für Neuanlagen oberhalb der Leistungsgrenzen (> 100kW) nur mit erheblichen Abschlag möglich) EEG 2017: -> Ausschreibungspflicht (pay as bid) für Wind, PV und Biomasse (für PV schon mit EEG 2014) EEG 2023: -> Anhebung des EE-Ausbauziels für 2030 auf 80% -> Strom bis 2035 nahezu klimaneutral -> Stärkung für Bürgerenergie -> Vergütung steigt (-> EEG-Umlage seit 01.07.2022 entgültig abgeschafft!) -> siehe auch EWR Zsmf. slide 31+32!!
43
Lese und lerne Zsmf. EWR slides 31-40!!
...
44
Nenne und erkläre grob Veräußerungsformen für EE-Strom im EEG! (4-6)
Geförderte Direktvermarktung (Marktprämienmodell) -> Grundmodell/Pflichtmodell bei Neuanlagen > 100kW ab EEG 2014! (verpflichtende Direktvermarktung schrittweise mit EEG 2014 eingeführt; bei EEG 2012 bereits als Option mit Managementprämie als Anreiz; Prämie ab EEG 2014 für Neuanlagen weggefallen) -> gleitende Marktprämie bestimmt durch Ausschreibungen -> Gleitende Marktprämie = Anzulegender Wert - Marktwert an der Börse -> Bestimmung des Anzulegenden Wertes bei Altanlagen durch administrative Festlegung und bei Neuanlagen durch technologiespezifische Ausschreibungen (-> ermöglicht Mengensteuerung) -> Auch beidseitig gleitende Marktprämie über CfDs möglich Nicht geförderte Direktvermarktung: -> sonstige Direktvermarktung (z.B. PPAs) -> meist wirts. unattraktiv (Ausnahme: Altanlagen und PPAs) Feste Einspeisevergütung -> war lange Zeit das Regelmodell im EEG (vor Einführung der geförderten Direktvermarktung) -> Für Anlagen ohne verpflichtende Direktvermarktung -> für kleine Anlagen <= 100 kW, Ausnahmefälle, Bestandsanlagen, Mieterstromzuschlag Eigenverbrauch -> lukrativ, wenn Stromgestehungskosten unter Endkundenstrompreis (inkl. Steuern, Umlagen, Netzentgelten) fallen ("Netzparität") -> Ersparnis von Abgaben, Umlagen und Steuern Sonderform nur für Biomasse: Feste administrativ festgelegte Kapazitätsvergütung (Flexibilitätsprämie) Testweise: Technologieneutrale Ausschreibungen von Anzulegenden Werten (Fixe Marktprämie, gleitend) (siehe EWR Zsmf. und Abb. ERG slide 43)
45
Europäische Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien verlangen im Grundsatz die Ausgestaltung neuer Fördermechanismen als Prämienmodell (oder CfD als Ausgestaltung einer Prämie) Ausschreibungen sind der Standard für Anlagen, die nicht De Minimis-Regelung unterliegen. Wahr/Falsch?
WAHR Übersicht zu aktuellen Fördermechanismen für neue Anlagen in Europa -> slide 44!
46
Ausbaupfade für EE im EEG 2023 (§4) u.a.: Welche verpflichtende Flächenausweisung für Wind Onshore gilt?
2% der Landfläche je Bundesland für den Ausbau
47
Welche Kosten verursachen erneuerbare Energien gesamtwirtschaftlich gesehen und wie werden diese finanziert? (3)
EEG-Fördersystem (Direkte Kosten): - Jährliche Differenzkosten zwischen Einspeisevergütungszahlungen und dem Marktwert des produzierten Stroms -> Finanzierung früher über EEG-Umlage nun über Klima- und Transformationsfonds (KTF) (staatliche Mittel) Netzkosten (indirekte Kosten): - Zusätzliche Investitionen für Ausbau des Übertragungsnetzes und Verstärkung der Verteilnetze - Anschlusskosten der Offshore-Windparks -> Finanzierung durch Netzentgelte Back-Up-Kosten (indirekte Kosten): - Zusätzliche Investitionen in flexible konventionelle Kraftwerke und Speicherkapazitäten - Zusätzlicher Bedarf an Regelenergie -> Vers. Finanzierungsmechanismen werden diskutiert (z.B. Kapazitätsmärkte)
48
Kosten, die erneuerbare Energien gesamtwirtschaftlich verursachen. Warum sind die Kosten nicht isoliert zu betrachten?
Auch ein hypothetisches nicht-erneuerbares System verursacht Kosten Den Kosten stehen Erlöse entgegen
49
EEG Vergütungssätze für PV in Abhängigkeit von der Anlagengröße und dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme -> slide 50 Preisentwicklung von onshore Windanlagen -> slide 51 Preisentwicklung bei PV-Freiflächen -> slide 52 Entwicklung der Vergütungszahlungen aus dem EEG -> slide 53 !!
...
50
Entspricht die Förderung der EE durch das EEG "historisch" eher einer preis- oder einer mengenbasierten Förderung?
Von preisbasierten Förderung (feste Einspeisevergütung) zur mengenbasierten Förderung (konkrete Ausbauziele + Ausschreibungsmengen) !!
51
1) Erkläre den Merit-Order-Effekt! 2) Was ist daran problematisch?
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! 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)
52
Mit zunehmender Erzeugung aus erneuerbaren Energien wird sich die Struktur des Spotpreises verändern. -> siehe slide 56!
...
53
Die zentrale Veräußerungsform des EEG im Marktprämienmodell lässt sich als ?(1)? mit Bestimmung der Förderhöhe in ?(2)? charakterisieren. Altanlagen und kleinere Anlagen erhalten eine ?(3)?
(1) gleitende ex post Marktprämie (2) Ausschreibungen (3) Einspeisevergütung
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Das EEG normiert die vorrangige Einspeisung von EE sowie eine Anschluss-, Abnahme- und Vergütungspflicht für Netzbetreiber. Wahr/Falsch?
Wahr
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Seit ?(1)? ist die geförderte Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell die grundlegende Veräußerungsform. Seit ?(2)? wird die Förderhöhe für größere Anlagen überwiegend in Ausschreibungen bestimmt. ?(3)? und ?(4)? sind weiter in der Einspeisevergütung. Alternativ gibt es die Möglichkeit des ?(5)? oder der ?(6)?.
(1) 2014 (2) 2017 (3) Kleinere PV-Dachanlagen (4) weitere kleinere Anlagen sowie Altanlagen (5) Eigenverbrauchs (6) nicht geförderten Direktvermarktung (i.d.R. unwirtschaftlich, Ausnahme PPAs)
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Beschreibe wie Ausschreibungen im Marktprämienmodell des EEG funktionieren!
Teilnahmepflicht für: - WEA an Land > 1MW (Offshore glaub immer) - PV (*1.Segment und 2.Segment) > 1MW - Biomasse > 150 kW (-> Ausnahmen bei Bürgerenergie) Ausschreibungsverfahren erfolgen für jeden Energieträger ein- oder mehrmals pro Jahr Anlagenbetreiber bieten in ct/kWh auf den anzulegenden Wert (AW) Pay-as-bid Verfahren * 1.Segment: Freiflächen/bauliche Anlagen (z.B. Brücken, Lande- und Startbahn alter Militärflughafen) 2. Segment: Auf-Dach-Anlagen (auf Gebäuden und Lärmschutzwänden)
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Merit-Order-Effekt Durch zunehmende EE-Einspeisung (zu einem Preis von nahe 0) verschiebt sich der Rest der Merit-Order (Angebotskurve) nach rechts. -> Dadurch kann sich der Schnittpunkt mit der Nachfragekurve zu ?? verschieben.
niedrigeren Preise

ERgr (18 decks)

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