Altkl. Flashcards

Question

Nenne den prozentualen Anteil an der Stromerzeugung von den Primärenergieträgern, die zur Erzeugung genutzt werden! (Selbst: Was versteht man unter Primärenergieträgern und was fällt darunter?)

Answer 1

Anteil an Bruttostromerzeugung 2023/2024 (von VL10, slide 14): a) Wind (ca. 27%) b) Braunkohle (ca. 17%) c) Gas (ca. 15%) d) Solar (ca. 12%) e) Steinkohle (ca. 9%) f) Biomasse (ca. 9%) g) Wasserkraft (ca. 3,8%) h) Mineralöl (ca. 1%) g) Kernenergie (nun kein Anteil mehr, zumindest im Inland) -> ca. 60% der Stromerzeugung kam 2024 aus EE ( Primärenergieträger sind Energieträger, die keiner vom Menschen verursachten und beabsichtigten Umwandlung unterworfen wurden. -> Fossile Brennstoffe (Steinkohle, Braunkohle, Erdöl, Erdgas) -> Kernbrennstoffe (Uran, Thorium) -> EE (Sonne, Wasser, Biomasse (Holz), Erdwärme) )

Answer 2

Entflechtung (Unbundling) -> Trennung des Netzes als natürliche Monopolbereiche von vor- und nachgelagerten Wettbewerbsbereichen (Erzeugung, Handel, Vertrieb) -> nach und nach Verschärfung der Anforderungen durch überarbeitete EU-Richtlinien (Entflechtungsschritte) und Umsetzung in nationales Recht (EnWG) Konkrete angewandte Entflechtungsschritte (Zunehmende Entflechtung über die Jahre) Buchhalterische Entflechtung (Strom): - seit 1998 bei allen vertikal integrierten Energieunternehmen(Strom) - seit 2003 bei allen vertikal integrierten Energieunternehmen(Gas) - Ziel: Vermeidung von Diskriminierung und Quersubventionierung (Steigerung Transparenz) - Trennung der Konten des Netzbetreibers von restlichen Sparten -> eigene Buchführung Rechtliche Entflechtung: - seit 1998 bei Strom ÜNBs - seit 2007 bei VNBs > 100.000 Kunden (De Minimis-Regelung) - Ziel: Erhöhung der Transparenz und Diversifizierung der Unternehmensinteressen -> eigenständige Netzgesellschaften Informatorische Entflechtung: - seit 2005 bei allen vertikal integrierten Energieunternehmen - Ziel: Reduktion von Informationsvorsprüngen (Erhöhung Diskriminierungsfreiheit und Vertraulichkeit) -> Vertraulichkeit z.B. Daten wir Lastprofile, Kundendaten etc. dürfen nicht mit verbundenen Vertrieb ausgetauscht werden -> Reduktion Informationsvorsprünge z.B.: Daten diskriminierungsfrei allen Wettbewerbern zugänglich Operationelle (organisatorische) Entflechtung: - seit 2005 für alle Unternehmen > 100.000 Kunden (De-Minimis) - Ziel: Unabhängigkeit der Netzbetreiber von Konzernmüttern -> Doppelzuständigkeitsverbot für bestimmte Personen der Leitungsebene Eigentumsrechtliche Entflechtung (§8 EnWG): - seit 2011 nur für ÜNBs/TNB - Ziel: Unabhängigkeit der Netzbetreiber von Konzernmüttern -> gibt aber Ausnahmen (z.B. TransnetBW, Tochtergesellschaft von EnBW) (Entflechtungs-Vorgaben in den §§6 ff. EnWG zu finden)

Answer 3

1) Kurzwellige Sonnenstrahlung trifft Erdoberfläche -> z.T. absorbiert -> z.T. reflektiert als langwellige Wärmestrahlung 2) Reflektierte langewellige Wärmestrahlung wird durch Treibhausgase in der Atmosphäre zum Teil reflektiert. 3) Resultat: Erderwärmung Anthropogener Treibhauseffekt: Verstärkung des natürlichen Treibhauseffekts durch höhere Treibhausgaskonzentration in der Atmosphäre.

Answer 4

Im Bau/Planung: Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetz (HGÜ) - Spannung: 525 kV - für Transport über sehr weite Distanzen) Übertragungsnetz - Höchstspannung: 220 oder 380 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: 200 - 1600 MW Leistung -> z.B. Atom-KW, Kohle-KW, Gas-KW, Offshore Windparks - Abnehmer: Benachbarte Netze (PL, RE, Stromhandel) - ÜNBs zuständig für Netz Überregionales Verteilnetz - Hochspannung: 60-110 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: ~20 - 200 MW Leistung -> Kohle-KW, Gas-KW, PV- und Windparks - Abnehmer: z.B. Großindustrie - VNBs zuständig für Netz Regionales Verteilnetz - Mittelspannung: 1-60 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: ~ 0,5 - 20 MW Leichtung -> Gas-KW -> Solar- und Windparks - Abnehmer: z.B. Kleinindustrie Lokales Verteilnetz - Niederspannung: 230 oder 400V - Einspeisung < 0,5 MW -> Nur EE: meistens Solar-PV -> Abnehmer: Haushalte, Gewerbe (bei 400V z.B. Herd mit Starkstromanschluss) -> Über Transformatoren / Umspannwerk miteinander verbunden (Struktur: 4 ÜNBs, die jeweils für ihre Regelzone zuständig sind (Tennet, Amprion, TransnetBW, 50 Hertz) -> sind in die ENTSO-E als europäischen Verbund eingebunden -> 220 oder 380 kV, zukünftig auch 525 kV bei HGÜ ca. 900 Verteilnetzbetreiber betreiben die Nieder-, Mittel- und/oder Hochspannungsebene )

Answer 5

Selbst: Im Prinzip Wasserstoffpipelines statt HGÜ-Leitungen (Hochspannung-Gleichstrom-Übertragungsnetz) Wenn am Zielort wieder Strom erzeugt werden soll auf jeden Fall unsinnig, denn 2 mal hohe Umwandlungsverluste in Folge von Elektrolyse oder Verstromung. Erforderlichen Anlagen ebenfalls wirtschaftlich kostspielig. Mit voranschreiten des EE-Ausbaus kann Wasserstoff wenn dann als Netzentlastung dienen ((und natürlich allg. als Stromspeicher (Flexibilitätsoption) und bei der Sektorenkopplung eine Rolle spielen))

Answer 6

Es teilt Rohstoffe danach ein, ob sie nachgewiesen oder unentdeckt sind, sowie ob sie unwirtschaftlich oder wirtschaftlich sind. Reserven sind eindeutig nachgewiesene Vorräte, die sich unter heutigen oder in naher Zukunft zu erwartenden Bedingungen technisch und wirtschaftlich abbauen lassen. Ressourcen sind Vorräte, die über Reserven hinaus reichen. Sie sind nachgewiesen, aber technisch und/oder wirtschaftlich zurzeit nicht gewinnbar. Zu den Ressourcen gehören AUCH NICHT NACHGEWIESENE, geologisch aber mögliche Lagerstätten. Das Diagramm zeigt insgesamt, dass Ressourcen langfristig zu Reserven werden können, wenn technologischer Fortschritt oder steigende Preise die Wirtschaftlichkeit verbessern. Es verdeutlicht, dass nicht alle Rohstoffvorkommen sofort wirtschaftlich nutzbar sind.

Answer 7

A) Strombörse: - Spotmarkt (<= 2 Tage) (physisch) -> Day-ahead -> Intraday - Terminmarkt (> 2 Tage) (finanziell) -> FUTURE -> Option B) OTC-Handel (Over the counter-Handel) (bilateral!!, außerbörslich) - Spotmarkt (<= 2 Tage) (physisch) -> Day-ahead -> Intraday - Terminmarkt (> 2 Tage) -> FORWARD -> Option - Vollversorgung nach Fahrplan (physisch) Stromfutures: mit unters. Fälligkeiten (Jahre, Quartale, Monate, Wochen, Wochenenden, Tage) Forwards: Das Äquivalent für Futures im außerbörslichen OTC-Handel Optionen auf Stromfutures: grundsätzlich handelbar, aber in der Praxis nicht gehandelt (-> bedingte Termingeschäfte (RECHT zu einem festgelegten Zeitpunkt eine bestimmte Menge eines Basiswerts zu einem heute festgelegten Preis zu kaufen (Call)/ verkaufen (Put) (keine Verpflichtung) -> begrenztes Verlustrisiko für Käufer, unbegrenztes Risiko für Verkäufer) (auf Terminmarkt kann bis zu 3 Jahre im Voraus gehandelt werden) (European Energy Exchange (EEX) (Terminmarkt) -> Märkte: DE, AT, FR, CH, IT, ES, UK, Nordic countries) (EPEX Spot (Spotmarkt) -> Märkte: DE/AT, FR, CH, (UK, NL, BE)

Answer 8

Funktionsweise: - 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 < t < 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 9

Merit-Order: Bezeichnet die tatsächliche Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Kraftwerke am Day-ahead-Markt (Teil des Spotmarkts), 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 abweichen, z.B. aufgrund von Gaming-Effekten (Markups/Markdowns -> Überhöhte/künstlich niedrige Preise) Merit-Order (Grenzkosten): Wind/PV < Wasser < Kernenergie < Braunkohle < Steinkohle < Gas < Öl-KW

Answer 10

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) (DB = Erlöse - variable Kosten -> also was als DB übrig bleibt kann zur Deckung der Fixkosten eingesetzt werden oder danach Gewinn darstellen)

Answer 11

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) 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 -> 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) LCOE spielen eine zentrale Rolle bei Investitionsentscheidungen, da sie die langfristige Wirtschaftlichkeit bewerten.

Answer 12

1) Redispatch - Kurzfristige Änderung der KW-Einsatzplanung (bzw. des Dispatches) aufgrund von Engpässen im Netz -> Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen (-> Bsp. Vor einem Netzengpass wird die Erzeugung runter geregelt und hinter einem Netzengpass die Erzeugung hochgeregelt) -> konventionelle Kraftwerke ( Aufbau des Markts/Betriebs für Redispatch (institutionell): - ÜNB und Kraftwerksbetreiber einigen sich welche Kapazitäten zum Ausgleich des Netzes vorgehalten werden -> Betrieb: Kostenbasierte Vergütung -> Eher Betrieb als Markt, kann aber auch als Markt ausgestaltet werden: Betreiber bieten Kapazitäten an ) 2. Redispatch 2.0: Redispatch und Einspeisemanagement verschmelzen. -> Betroffen: Zusätzlich zu den konventionellen KWs nun auch EE-Anlagen >= 100kW (somit auch Verteilnetze und VNBs nun involviert) (Zuvor konnten EE-Anlagen nur über Einspeisemanagement gedrosselt werden, nicht hochgeregelt) -> Bestrebung: Gesamtkosten aus konventionellem Redispatch und Einspeisemanagement optimieren und damit die Netzentgelte senken

Answer 13

Definition z.B.: "Befriedigung der derzeitigen Bedürfnisse ohne die Möglichkeit zukünftiger Generationen zu beeinträchtigen, deren Bedürfnisse zu befriedigen." Hartwick-Regel (Strikte vs. schwache Nachhaltigkeit): Strikte Nachhaltigkeit: Das NATÜRLICHE KAPITAL MUSS konstant bleiben -> keine Substitution zwischen den Kapitalarten -> d.h. jeder Verzehr natürlicher Ressourcen untersagt (z.B. keine Gewinnung und Verstromung von Braunkohle) Schwache Nachhaltigkeit: Das GESAMTKAPITAL SOLL konstant bleiben -> Substitution zwischen den Kapitalarten -> d.h. Teil des natürlichen Kapitals (natürliche Ressourcen) kann in Güter umgewandelt werden (z.B. Gewinnung und Verstromung von Braunkohle, weil Produktion eines Gutes (elektrischer Strom) , für Teil der Ressourcen keine Verwertbarkeit (Wirkungsgradverlust) ( Natürliches Kapital (natürliche Ressourcen) Produziertes Kapital (erzeugte Güter) )

Answer 14

(Vier-Felder-Tafel) Ausschließbarkeit + Rivalität im Konsum: Privates Gut (z.B. Kohlelagerstätte) Keine Ausschließbarkeit + Rivalität im Konsum: Allmendegut (z.B. Fische) Ausschließbarkeit + keine Rivalität im Konsum: Klubgut/Mautgut (z.B. Tierpark) keine Ausschließbarkeit + keine Rivalität im Konsum: öffentliches Gut (z.B. Atemluft)

Answer 15

Die Kritikalität von Rohstoffen kann anhand der folgenden Kriterien bestimmt werden: Bewertung anhand der Reichweite -> typische Vorlaufzeiten von Bergbauprojekten: 10 Jahre -> statischer Reichweite (Reserven konstant +derzeitiger Verbrauch wird fortgeschrieben) < 10 Jahre: kritisch Konzentration der Förder-/Lieferländer -> z.B. mit Herfindahl-Hirshman-Index (HHI) (-> Je höher der Herfindahl-Hirshman-Index (HHI) für einen bestimmten Markt ist, desto größer ist der Anteil der Produktion, der auf eine kleine Anzahl von Firmen entfällt; stark konzentriert bei HHI*10.000 > 1800) Länderrisiko der Lieferländer -> gewichtetes Länderrisiko (GLR) (i.d.R. +1 bis -1; je geringer desto riskanter (< -0.5: hohes Risiko)) Mögliche Schädigung der Wirtschaft durch Nicht-Verfügbarkeit Substitutions- und Recyclingmöglichkeiten Besonders kritische Rohstoffe sind: Seltene Erden -> Bsp. Batterien, LEDs, Magnete in Windenergieanlagen, Motoren, Generatoren Lithium -> Bsp. Batterien von Elektroautos (-> aber unters. Studienlage, ob kritisch oder nicht) Platingruppenelemente -> Wichtig für Brennstoffzellen und die Wasserstoffelektrolyse Indium und Tellur -> Bspw. PV-Systeme

Answer 16

Das Aufnahmevermögen der Atmosphäre für CO2 und andere Treibhausgase kann als eine Ressource angesehen werde, die als Senke zu verstehen ist. Vor Klimawandel und Zertifikatehandel: öffentliches Gut (keine Rivalität im Konsum, keine Ausschließbarkeit) Durch die Bestrebung zur Eindämmung der Erderwärmung liegt allerdings ein begrenztes Aufnahmevermögen der Atmosphäre für THG-Emissionen vor. Entsprechend zu einem Allmendegut geworden (da Rivalität im Konsum, aber keine Ausschließbarkeit) Durch die Einführung eines Zertifikatesystems wurden CO2-Emissionen zu einem privaten Gut (da Rivalität im Konsum und Ausschließbarkeit)

Answer 17

(Technische Maßnahmen): Ausbau EE (!) Erhöhung der Energieeffizienz (!) Suffizienz (Wie viel ist genug?) CCS / CCU -> noch nicht im industriellen Maßstab verfügbar -> Wahrscheinlich teuer -> ABER: In Ermangelung von Alternativen gewinnt es für die letzten Meter der Defossilisierung an Bedeutung! Ökonomische Maßnahmen: - CO2-Zertifikatehandel (EU-ETS, nEHS) -> Finanzpolitische (Verkauf von Zertifikaten durch Staat = Steuereinnahme) und Ordnungspolitische Maßnahme (Cap) (Mengensteuerung) - CO2-Steuer (Pigou-Steuer) -> Preissteuerung (indirekte Mengensteuerung) (Kreislaufwirtschaft)

Answer 18

PV-> nur Tagsüber (weniger ausgeprägt als im Sommer) Wind kein typisches Tagesprofil (bzw. auch nicht wirklich Jahresprofil -> hier im Bild sehr hoch wegen z.B. Sturm) positive Residuallast vorhanden durchweg (also Stromverbrauch kann glaub zu keinem Zeitpunkt nur durch EE-Erzeugung gedeckt werden) Überschuss an Energie durchaus ab und zu erkennbar. (Könnte zum Beispiel sein, dass dann Strom exportiert wurde??) Im Stromverbrauch auch typische Tagesschwankungen erkennbar! (Sollte beinhalten: Verschiedene Erzeugugnstechnologien in der Grafik erkennen können, Überschuss und Deckungslücken der Erzeugung erkennen und erklären können)

Answer 19

Zusammenhang: Sinkender Preis durch mehr fluktuierende EE. Durch mehr fluktuierende EE sinken auch die CO2-Emissionen in der Stromerzeugung. ((-> negative Preise verursacht zum Beispiel durch negative Residuallast (also EE-Einspeisung übertrifft den Stromverbrauch). Bei negativen Preise vergüten KW-Erzeuger die Nachfrager für die Abnahme des Strom, falls sie die Erzeugung nicht flexibel und schnell runterfahren können.)

Answer 20

Residuallast: = Gesamtlast/Verbrauch - EE-Erzeugung Die Residuallast wird aufgrund des anwachsenden Anteils fluktuierender erneuerbarer Energien ebenfalls stärker schwanken. -> Es werden mit steigendem Anteil von EE mehr Zeiten mit negativer Residuallast auftreten -> Die Zeiten mit betragsmäßig höheren (pos. oder neg.) Gradienten/Veränderungen nehmen zu (-> in mehr Stunden sind hohe Leistungsänderungen gegeben) -> Steigert die Bedeutung von Flexibilitätsoptionen und stellt an diese besondere Anforderungen: - Sehr dynamisches Verhalten (schnelle Reaktionszeit) - Ausreichend hohe Verfügbarkeit zur Abdeckung der Residuallast - Sie sollten eine schwankende und zeitweise geringe Auslastung wirtschaftlich und technisch "abkönnen"

Answer 21

1) Die stärkere Verzahnung der Sektoren des Energiesystems zum Zweck des Klimaschutzes, wobei dem Stromsektor aufgrund der einfachen Defossilisierungsmöglichkeit eine herausragende Stellung zukommt. (Power-to-X) 2) Die Defossilisierung weiter Teile des Energie- und Wirtschaftssystems, durch den Einsatz strombasierter Lösungen. 3) Direkte oder indirekte Elektrifizierung durch Einsatz von erneuerbaren Strom sowie auf erneuerbarem Strom basierenden Energieträgern ("Power-to-X") Kopplung der Verbrauchssektoren untereinander (Abwärmenutzung oder Wasserstoffnutzung aus der Industrie oder erneuerbar betriebene KWK)

Answer 22

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 (bei MW > AW -> MP=0) -> Bestimmung des Anzulegenden Wertes bei Altanlagen durch administrative Festlegung und bei Neuanlagen durch technologiespezifische Ausschreibungen (-> ermöglicht Mengensteuerung) 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) -> also quasi beidseitig gleitende (siehe EWR Zsmf. und Abb. ERG slide 43) *für Anlagen zwischen 100 kW und 200 kW: Seit dem 16. Mai 2024 besteht keine Verpflichtung mehr zur Direktvermarktung. Betreiber können überschüssigen Strom unentgeltlich an den Netzbetreiber abgeben, erhalten dafür jedoch keine Einspeisevergütung. Wurde für Anlagen mit hohem Eigenverbrauch gemacht (!)

Answer 23

1) Ausgangspunkt ist die Frage: Wie groß ist die "optimale" Ressourcenentnahme, die im Zeitverlauf den Nutzen/Gewinn des Ressourcenbesitzers maximiert. Hotelling-Regel: Entnahme so, dass Preis der erschöpflichen Ressource über alle Perioden mit der Rate des Zinssatzes steigt. Konsequenz: Bis zum Erschöpfungszeitpunkt der Ressource steigt der Preis (mit dem Diskontsatz) bis auf den Prohibitivpreis an während die pro Periode geförderte Menge bis auf null absinkt. 2) VL3 Vgl. slide 29+30 (!) 3) Führt zu einer Erhöhung der Förderung in der Gegenwart zu niedrigeren Preisen. 4) Durch eine Backstop-Technologie (nicht-erschöpflich) kann - ggf. zukünftig - die Nachfrage gedeckt werden, die heute durch die erschöpfliche Ressource gedeckt wird. Backstop-Technologie führt zu Höherer Förderung in der Gegenwart und zu geringeren Preisen -> Preis steigt bis zu Grenzkosten der Backstop-Technologie als neuen Prohibitivpreis (bis dahin erschöpfliche Ressource dann vollst. ausgebeutet) (Backstop-Techn., z.B. Wind+Sonne bei Stromerzeugung) 5) Führen zu einer höheren gegenwärtigen Förderung (als bei konstanten Abbaugrenzkosten) (-> niedrigeren Preisen aber im Zeitverlauf schneller steigend, sodass Prohibitivpreis früher erreicht wird) 6) Führen zu schnellerem Preisanstieg und früherer Erschöpfung (durch früheren Abbau) 7) vgl. VL3 slides 32-35 ((Bei Hotelling-Modell zugrundeliegende Prämissen: - Konstanter und bekannter Ressourcenbestand - Gleichbleibende Marktnachfragefunktion - Konstante Abbaugrenzkosten - Langfristige Betrachtung mit periodenübergreifenden Optimierungskalkül (-> Kurzfristige Effekte ausgeblendet) - Ressource komplett abgebaut bei Erreichen des Prohibitivpreises))

Answer 24

1) Verkauf heute 2) Verkauf morgen

Answer 25

Selbst: Also wenn negative Residuallast vorliegt, also negative Strompreise, könnte günstig z.B. H2 hergestellt werden. Dieses könnte dann in Zeiten mit wenig EE-Einspeisung (z.B. "Dunkelflaute") bei hohem Strompreisen rückverstromt werden. In mehr Stunden im Jahr werden außerdem hohe Leistungsänderungen gegeben sein, aufgrund der fluktuierenden EE. Dynamische Flexibilitätsoptionen mit schneller Reaktionsfähigkeit und hoher Verfügbarkeit können hier einspeisen und hohe Entgelte erwirtschaften. (z.B. "H2-ready"-Gaskraftwerke)

Answer 26

Produktionsweise in der Natur (-> erschöpfliche Ressourcen vs. erneuerbare Ressourcen) Ausschließbarkeit (-> private Güter vs. öffentliche Güter) Verfügbarkeit (knappe Güter vs. freie Güter) Rivalität im Konsum (rivale Güter vs. nicht rivale Güter) -> manche Güter lassen sich auch in mehrere Klassen einteilen

Answer 27

Elektrifizierung: -> Vorteil: Niedrigerer Stromverbrauch durch höhere Wandlungseffizienz -> Nachteil: Hohe Investitionen in neue Technologien (z.B. Wärmepumpen, E-Motoren) und Infrastruktur (Bsp. Stromnetzausbau) PtG und PtL (Indirekte Elektrifizierung): Erneuerbare Gase/Kraftstoffe (z.B. Wasserstoff, eFuels) -> Vorteil: Nutzung der (bestehenden) Technologie (Bsp. Verbrennungsmotoren, Gasturbinen) und Infrastruktur (Bsp. Gasnetze, Gasspeicher) möglich -> Nachteil: Sehr hoher Stromverbrauch durch hohe Umwandlungsverluste (Hohe Kosten) (+ Potenzialrestriktionen)

Answer 28

1) Strom -> Wärme (Power-to-Heat): - Bsp.: Umgebungswärme/Geothermie -> (Groß-)Wärmepumpe, Elektrodenkessel (Stromeinsatz) -> Wärme, Warmwasser Strom -> Gas (Power-to-Gas): - PtG als Einspeichertechnologie (Bsp.: Strom -> Elektrolyse -> H2 -> Methanisierung -> Biomethan) Strom -> Verkehr: - Elektromobilität (direkte Elektrifizierung) (Strom -> (Lithium-Ion-)Batterie -> E-Motor -> Mobilität) - PtL als Stromkraftstoff (indirekte Elektrifizierung) (Strom -> Elektrolyse -> H2 -> Fischer-Tropsch-Synthese -> eFuels (für Schiff- und Luftverkehr)) Strom -> Chemie (Power-to-Chemicals): - PtC als Einspeichertechnologie (Bsp.: Strom -> Elektrolyse -> H2 -> weiterführende chemische Prozesse häufig C-Atome aus BECCS, DACCS bei organsicher Chemie) 2. Gas-> Strom (Power-to-Gas) - PtG als Stromspeicher (Bsp. H2/Biomethan -> Rückverstromung in Gasturbine/GuD-KW/Gasmotoren-KW/Brennstoffzellen-KW -> Strom) Gas -> Wärme (Power-to-Gas) - PtG als Wärmespeicher (Bsp. Biomethan -> Gasheizung -> Wärme, Warmwasser) Gas -> Verkehr (Power-to-Gas) - PtG als Stromkraftstoff (Bsp1. H2 -> Brennstoffzellenmotor -> Strom -> E-Motor -> Moblität; Bsp.2: H2 -> Fischer-Tropsch-Synthese -> eFuels) Gas -> Chemie (Power-to-Gas) - PtG als Rohstoffspeicher (Bsp. Strom -> Elektrolyse -> H2 für Chemieprozesse) Chemie -> Verkehr (Power-to-Chemicals) - PtC als Kraftstoffspeicher (Bsp. Ammoniak: Strom -> Elektrolyse -> H2 -> Fischer-Tropsch-Synthese/ Haber-Bosch-Verfahren (für Ammoniak) -> eFuels (z.B Nutzung Ammoniak in Schifffahrt, denn leichter zu lagern als H2 und dann wieder unwandelbar in H2 zur Nutzung in Brennstoffzelle)

Answer 29

Prinzip von Emissionshandelssystemen ist generell meist Cap&Trade (also eine Mengensteuerung mit indirekter Preissteuerung, aber auch direkte Preissteuerung wird teils angewandt (z.B. zu Beginn bei nEHS)) Das Ziel besteht darin, die wirtschaftlich effizienteste Reduktion der gesamten CO2-Emissionen zu erreichen. Die Schwierigkeit besteht meist bei der Bestimmung eines "angemessenen" Preises für den Ausstoß von THG (Internalisierung). Wichtige Emissionshandelssysteme (EU+nationaler Kontext) EU ETS (nach TEHG): - seit 2005 - Downstream Ansatz: verpflichtet CO2-Emittenten (Anlagenbetreiber) - "Cap&Trade"-Prinzip (also Mengensteuerung durch begrenzte Zertifikatemenge) - Währung: Emissionszertifikate (EUA - EU Allowances*) - Betroffene Bereiche: Energieunternehmen (Kraftwerke, Industrie), innereurop. Luftverkehr (seit 2012) und Seeverkehr** (seit 2024) nEHS (nach BEHG): - seit 2021 - keine Doppelbelastung möglich (!) - Upstream-Ansatz: Verpflichtet Inverkehrbringer von Brenn- und Kraftstoffen (Verantwortliche geben es dann an Industrie und Verbraucher weiter!) - Zunächst bis 2026: Preissteuerung mit jährlich steigenden Festpreisen (endet 2025 mit 55€/tCO2) und keiner begrenzten Zertifikatemenge - Ab 2026: Mengensteuerung mit begrenzter Zertifikatemenge und Handel innerhalb eines Preiskorridors (55-65 €/tCO2) - Betroffene Bereiche: Wärmeerzgugun, (Straßen-)verkehr und seit 2024 Abfall -> nEHS wird in den EU ETS II übergeführt werden EU ETS II: - Beginn der Versteigerung 2027 - Upstream Ansatz: Inverkehrbringer von Brenn- und Kraftstoffen verpflichtet - Betroffene Bereiche: Straßenverkehr, Gebäude und für vom EU ETS I nicht erfasste Anlagen und Sektoren im Bereich Energie, Industrie und Bau * (1 Zertifikat berechtigt zum Ausstoß von 1t CO2-Äquivalente, Ausgabe über Versteigerung oder teils kostenlos (aber nun CBAM)) **in EU vollständig. Bei internationalen Routen mit Ziel/Start in EU 50%

Answer 30

1) a) Preissteuerung: -> Ökologische Treffsicherheit: niedrig -> Verlässliche Preisentwicklung: Ja b) Mengensteuerung -> Ökologische Treffsicherheit: hoch -> Verlässliche Preisentwicklung: Nein 2) Gründe: - unters. CO2-Vermeisungskosten in Sektoren - Unters. Preiselastizität in Sektoren (unters. Veränderung Nachfrage/Angebot auf Preisänderungen)

Answer 31

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!!)

Answer 32

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)

Answer 33

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

Answer 34

Basierend auf Fraunhofer 2024 (LCOE RE-T: LCOE von Wind und PV (ca 5ct/kWh bis unter 15ct/kWh*) mittlerweile oft mit geringeren LCOE als konventionelle KWs. Biomasse LCOE eher im Bereich von konventionellen KWs. Bei konventionellen KWs ist Combined Cycle Gas Turbine (GuD) am günstigsten. (*Ausnahme PV rooftop mit small battery 1:1 (hier bis ca. 22,5 ct/kWh)

Answer 35

Ausbau EE (!) Erhöhung der Energieeffizienz (!) Suffizienz (Wie viel ist genug?) CCS / CCU (-> noch nicht im industriellen Maßstab verfügbar -> wahrscheinlich teuer -> ABER: In Ermangelung von Alternativen gewinnt es für die letzten Meter der Defossilisierung an Bedeutung) Kernenergie (-> ABER: begrenzte Ressourcen, fehlende Akzeptanz und Nachhaltigkeit nicht gewährleistet) (finanziell auch noch Zertifikatehandel und CO2-Steuer)

Answer 36

Selbst: Dürften relativ hoch sein. Grund: - hoher Strombedarf aufgrund hoher Umwandlungsverluste - Kosten für den Ausbau von Technologien zur Umwandlung (z.B. Elektrolyseanlagen)

Answer 37

1) Energieeffizienz: Verhältnis von Wirkung (Output) zu eingesetzten Mitteln unter Erfüllung des ursprünglichen Energiedienstleistungsbedürfnis (Output/Input) [0;1] -> Die Energieeffizienz zu steigern, bedeutet den gleichen Output(!) mit geringerem Energieeinsatz zu erreichen -> Folge: Energieeinsparung Energiesuffizienz: Steigerung der Energiesuffizienz bedeutet den Output zu verringern -> Ohne zusätzliche Energieeffizienzmaßnahmen führt dies zu einer linearen Verringerung der eingesetzten Energie (Input) -> Folge: Energieeinsparung -> Energiesuffizienzmaßnahmen hinterfragen den Bedarf und somit das Konsum- und Nutzerverhalten -> Energiesuffizienz ist der bewusste Verzicht auf gewisse Energieinanspruchnahme Elastizität -> Preiselastizität bezeichnet die relative Änderung der Nachfrage bzw. des Angebots durch eine Veränderung des Preises -> Preiselastizität = (Prozentuale Änderung der Nachfrage bzw. des Angebots) / (Prozentuale Änderung des Preises) -> Bsp.: Änderung des Flugverhaltens oder der Energienachfrage nach Einführung einer CO2-Bepreisung bzw. CO2-Steuer 2) Je geringer die Preiselastizität desto höher ist der Anreiz Energiekosten durch Energieeffizienzmaßnahmen (Bsp. effizientere Technologien) zu senken. -> Erklärung: - Bei z.B. niedriger Preiselastizität der Nachfrage bewirkt ein Preisanstieg (z.B. von kWh Strom) nur eine geringe Reduktion der Nachfragemenge nach Energie (z.B. weil Unternehmen für Produktionsprozesse auf Energie angewiesen ist). Dies führt wiederum zu einem Anstieg der Energiekosten (Wenn das Angebot nicht kurzfristig ausgeweitet werden kann (geringe Preiselastizität des Angebots) oder Substitutionsmöglichkeiten gefunden werden können). Die gestiegenen Energiekosten führen zu einem Anreiz Energie einzusparen, was durch Energieeffizienzmaßnahmen (und ggf. Energiesuffizienzmaßnahmen -> dann aber Verringerung des Outputs) erreicht werden kann. -> Bsp.: Bei hohen Energiepreisen und niedriger Preiselastizität gibt es einen Anreiz für die Energieverbraucher durch Energieeffizienzmaßnahmen (und ggf. Energiesuffizienzmaßnahmen) ihre Kosten zu senken. 3) Durch mehr Flexibilität auf der Angebots- bzw. der Nachfrageseite wird die Preiselastizität des Angebots- bzw. der Nachfrage erhöht. -> Erklärung: - Flexible Nachfrager reagieren auf hohe Preise indem sie ihre Nachfrage in Zeitpunkte mit einem geringeren Preis verschieben, um ihre Kosten zu senken (erhöhte Preiselastizität) - Flexible Anbieter reagieren auf hohe Preise indem sie ihr Angebot erhöhen, um Gewinne zu erhöhen -> Folge: Mehr Flexibilität führt zu mehr Preiselastizität

Answer 38

1) Wertschöpfungskette: Standorterschließung (bei EE) / Exploration (Primärenergieträger) (bei konventionell) (W) -> Erzeugung (W) -> Handel (W) -> Transport (nM) -> Verteilung (nM) -> Vertrieb/Verbrauch (W) 2) (Im Bau/Planung: Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetz (HGÜ) - Spannung: 525 kV - für Transport über sehr weite Distanzen) Übertragungsnetz - Höchstspannung: 220 oder 380 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: 200 - 1600 MW Leistung -> z.B. Atom-KW, Kohle-KW, Gas-KW, Offshore Windparks - Abnehmer: Benachbarte Netze (PL, RE, Stromhandel) Überregionales Verteilnetz - Hochspannung: 60-110 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: ~20 - 200 MW Leistung -> Kohle-KW, Gas-KW, PV- und Windparks - Abnehmer: z.B. Großindustrie Regionales Verteilnetz - Mittelspannung: 1-60 kV - Einspeisung von Kraftwerken mit: ~ 0,5 - 20 MW Leichtung -> Gas-KW -> Solar- und Windparks - Abnehmer: z.B. Kleinindustrie Lokales Verteilnetz - Niederspannung: 230 oder 400V - Einspeisung < 0,5 MW -> Nur EE: meistens Solar-PV -> Abnehmer: Haushalte, Gewerbe (bei 400kV z.B. Herd mit Starkstromanschluss) 3) Über Transformatoren / Umspannwerk

Answer 39

1) Förderung (W) -> Handel (W) -> Transport (nM) -> Speicherung (W) -> Verteilung (nM) -> Vertrieb/Verbrauch (W) 2) Typischerweise 3 Stufen: Import und Produktion -> Förderung im In- und Ausland) Handel, Transport und Verteilung, Speicherung -> Importeure, FNBs, Speichermarkt, Regional/Ortsgas-Gesellschaft Endverbrauch -> Kraftwerke (Elektrizität) -> Industrie (Elektrizität, Prozess- und Raumwärme) -> Haushalte (Prozess- und Raumwärme) 3) Bezeichnet die Wettbewerbsverhältnisse im Gasmarkt (Großhandel) nach der Liberalisierung Gasanbieter stehen in direktem Wettbewerb mit konkurrierenden Lieferanten. Voraussetzung ist der diskriminierungsfreie Zugang aller Anbieter und Verbraucher zu den Gasnetzen. (Endkunden haben mittlerweile große Auswahl an vers. Gaslieferanten)

Answer 40

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) 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 41

In der Vergangenheit kostenoptimale Zusammensetzung des Kraftwerksparks (Grundlast-, Mittellast-, Spitzenlastkraftwerke) durch Jahresdauerlinie der Gesamtlast möglich. Nun bevorzugte Einspeisung von EE -> Jahresdauerlinie der Residuallast nun betrachtet (Gesamtlast - EE-Erzeugung) -> entsprechend Verschiebung der Jahresdauerlinie nach unten -> Aufgrund fluktuierender EE und mehr Stunden mit negativer Residuallast und betragsmäßig hoher Leistungsveränderung pro Zeitabschnitt benötigt es mehr Spitzenlastkraftwerke (bzw. Flexibilitätsoptionen) -> Entsprechend weniger Grundlast-Kraftwerke notwendig -> historische Einteilung in Grund-/Mittel-/Spitzen-KW damit hinfällig ((Zusatzinfo: Die Jahresdauerlinie der Last gibt an, in wie vielen Stunden des Jahres mindestens eine bestimmte Leistung nachgefragt wurde. In Vergangenheit wurde die Jahresdauerlinie angewendet um Zusammensetzung des Kraftwerksparks zu planen Heute wird wegen der vorrangigen EE-Einspeisung nicht mehr die Jahresdauerlinie der Gesamtlast, sondern die Jahresdauerlinien der Residuallast verwendet))

Answer 42

zur Sektorenkopplung -> also z.B. zur Herstellung von Wasserstoff um diesen als Stromspeicher, für Power-to-Heat (bspw. auch über Methanisierung zu Biomethan), als Kraftstoff selbst oder zur Umwandlung über Fischer-Tropsch zu eFuels, zu nutzen.

Answer 43

Unterschiedliche getroffene Annahmen (z.B. nur landwirtschaftliche Flächen vs. Forstzuwachs und Reststoffe aus Land- und Forstwirtschaft) unterschiedliche Auslegung des nachhaltigen Bioenergiepotenzials (Bsp. Ist die Verwendung von Anbauflächen für die Erzeugung von Biokraftstoffen nachhaltig? (Tank vs. Teller))

Answer 44

VLs 1. Einführung 2. Energie und Klimapolitik 3. Allokationsprinzipien der natürlichen Ressourcen 4. Mineralischen Rohstoffe 5. Fossile Energieträger 6. Erneuerbare Ressourcen (Tierpopulation, Biomasse, Wasser) 7. Märkte und Wettbewerb 8. EE zur Elektrizitätsvers. 9. Leistungsgebundene Energieversorgung und -regulierung 10. Teilmärkte der Elektrizitätsversorgung 11. Grundlagen des Gas- und Wärmemarktes 12. Energieeffizienz und Flexibilisierung 13. Energieversorgung der Zukunft

Answer 45

Schwache Nachhaltig nach der Hartwick-Regel liegt vor, wenn die erschöpfliche Ressource im Sinne der Hotelling-Regel effizient abgebaut wird und die hieraus erwirtschaftete Rente vollständig in produziertes Kapital (erzeugte Güter) investiert wird. -> Nur der Teil der Rente, der nicht für die Ersatzinvestition benötigt wird, darf konsumiert werden. (Kapitalstock muss erhalten bleiben) -- Anwendung Hotelling-Regel im Rahmen der strikten Nachhaltigkeit nicht zulässig, da da es zum Verzehr natürlichem Kapitals (natürlicher Ressourcen) kommt. (Bei strikter Nachhaltigkeit: Kein Verzehr von natürlichen Ressourcen und keine Substitution von natürlichen Ressourcen durch produziertes Kapital (erzeugte Güter)

Answer 46

vgl. slide 49 (USD/toe (y-Achse), km (x-Achse) Erdgas: - Offshore Pipeline - Onshore Pipeline - LNG-Tanker -> ab ca. 2000km günstiger als offshore Pipeline und ab ca. 3000km günstiger als Onshore Pipeline -> hohe Fixkosten wegen Verflüssigungs- und Entspannungsanlagen (daher bereits bei 0 zurückgelegten km hohe Kosten) Erdöl: - Onshore-Pipeline (kontinental) - Tanker (international) -> Tanker günstiger bei langen Distanzen und gefragter Flexibilität Steinkohle: - Schiff -> Transportkosten bei Erdgas allg. am höchsten, dann mit deutlichem Abstand Erdöl und dann Kohle

Answer 47

-> siehe steps VL5 slide 48! bei ca. -161,5°C, 1 bar 600m^3 (Erdgas, Normalzustand) -> 1m^3 (LNG)

Answer 48

CO2-Budget = Aufnahmefähigkeit der Atmosphäre von CO2 Ausgangspunkt ist die Konzentration von CO2 in der Atmosphäre (ppm = parts per million) bei einer 1,5°C bzw. 2°C Erderwärmung + Berechnung der bei einer 1,5°C bzw. 2°C Erderwärmung in der Atmosphäre enthaltenen Mengen an CO2 Messung der aktuellen Konzentration von CO2 in der Atmosphäre + Berechnung der aktuellen Menge an CO2 in der Atmosphäre -> Differenz beider Mengen = CO2-Budget

Answer 49

ca. 200 Gigatonnen CO2 (1,5 Grad Ziel) -> bei aktuellem Verbrauch in ca. 4 Jahren aufgebraucht ca. 900 Gigatonnen (2 Grad Ziel) -> bei aktuellem Verbrauch in ca. 22 Jahren aufgebraucht (Stand nach CO2-Uhr 2025) ----- (Die fundamentale Herausforderung der Klimapolitik ist also, dass der Großteil der fossilen Ressourcen nicht gefördert (und thermisch genutzt) werden darf aufgrund der sehr limitierten Aufnahmekapazität der Atmosphäre. -> “sky is the limit not the ground”

Answer 50

1) Energie in fossilen Brennstoffen, Kernbrennstoffen und erneuerbare Energie in Sonneneinstrahlung, Wind, Wasser, Biomasse, Erdwärme 2) - leitungsgebundene Energie (Strom, Fernwärme) - Veredelungsprodukten (Kraftstoffe wie Benzin/Diesel) 3) Strom aus der Steckdose 4) Wärme aus Heizung, Licht in einem Raum, mechan. Energie, die ein E-Auto bewegt, Schall aus Musikbox 5) Warmer Raum, Warmes Wasser, Fortbewegung, beleuchtete Räume, erzeugter Stahl etc.

Answer 51

Leistung (P) = verrichtete Arbeit (W) / dafür benötigte Zeit (delta t) -> Einheit: 1 J/s bzw. 1 W -> beschreibt wie schnell Energie umgesetzt werden kann -> installierte Kapazität Energie -> tritt als Arbeit und tatsächlicher Verbrauch auf -> ist die Gesamtmenge, die über eine Zeitspanne hinweg verbraucht oder erzeugt wird -> Einheit: z.B. kWh

Answer 52

Anteil EE bei installierter Leistung/Kapazität deutlich höher als bei der Bruttostromerzeugung -> Grund: Kapazitätsfaktor bei Kraftwerken fossiler Brennstoffe höher als bei fluktuierenden EE (Wind und Sonne). (-> Es kann also bei Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen kontinuierlich Strom erzeugt werden -> Bei fluktuierenden EE dagegen Stromproduktion nicht kontrollierbar und keine durchgehende Produktion möglich)

Answer 53

1) Ziel Liberalisierung: Sicherstellung eines funktionsfähigen und chancengleichen europäischen Wettbewerbs im Energiemarkt (Netz bleibt Monopol) 2) Ziel Entflechtung/Unbundling: Vermeidung von: -> Diskriminierung/Monopolmachtmissbrauch -> Quersubventionierung im Unternehmensverbund (Transparenz) -> sonst. Wettbewerbsverzerrungen Stärkung der Unabhängigkeit des Netzbetreibers allgemein ((Diskriminierung z.B. die Bevorzugung der Netznutzer aus eigenem Unternehmensverbund)

Answer 54

Seit 2021 gibt es in Deutschland nur noch ein Marktgebiet (Trading Hub Europe) 16 Fernleitungsnetzbetreiber in DE, die in den europäischen Verband ENTSO-G eingebunden sind. -> betreiben Fernleitungsnetz (mit Höchstdruck), weite Distanzen Ca. 600 Verteilnetzbetreiber betreiben Nieder-, Mittel- und/oder Hochdrucknetze (500.000km Netzlänge, davon Mitteldruckleitungen am meisten vertreten)

Answer 55

1) Wird zum Ausgleich von Frequenzabweichung vorgehalten. (zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs) (Frequenz bei 50 Hertz, zulässige Schwankung +/-0,2 Hz; pos. RL falls Frequenz < 49,8 Hz -> Maßnahme: Erhöhung Erzeugungsleistung/Absenkung Verbrauchsleistung; neg. RL falls Frequenz > 50,2 Hz: Absenkung Erzeugungsleistung/Erhöhung Verbrauchsleistung) 2) Ist die Energie, die ein BKV (bilanziell(!)) beziehen muss, um seinen Bilanzkreis auszugleichen. Sie stellt die bilanzielle Abrechnung des Einsatzes von Regelleistung dar.(*) 3) Grob: Während die Regelenergie den Stromfluss regelt (physisch), regelt die Ausgleichsenergie den Geldfluss (bilanziell). ((*Ausgleichsenergie: "Die eingesetzte Regelarbeit, die mit den Leistungsungleichgewichte verursachenden BKV abgerechnet wird. Die Ausgleichsenergie ist somit die Umlage der Abrufkosten für die Regelleistung, sie stellt die bilanzielle Abrechnung des Einsatzes von Regelarbeit dar." (BNetzA)))

Answer 56

Entkopplung von Erlösen und Kosten für die Dauer der Regulierungsperiode. -> “Budgetprinzip”:individuelle Erlösobergrenzen für jeden Netzbetreiber -> Setzt Anreiz für NB innerhalb der 5-jährigen Regulierungsperiode von sich aus Kosten zu senken, da Gewinn von realisierter Kostenreduktion/Effizienzsteigerungen abhängt Bestimmung der Erlösobergrenze über: Betriebsnotwendige Kosten -> Werden auf Basis einer Erhebung im Basisjahr bestimmt und fortgeschrieben als Erlösobergrenze für die Gesamterlöse aus Netzentgelten (sog. "Budgetprinzip") Die Erlösobergrenze ist während der Regulierungsperiode grds. fix -> ABER es gibt folgende Anpassungselemente: - Inflationsausgleich - Ineffizienzabbaupfad - Qualitätsregulierung - weitere Korrekturmaßnahmen Berechnung Detail: Start = 0: Erlöse = betriebsnotwendige Kosten des Basisjahres (Bei Strom und Gas das 3. Jahr der vorherigen Regulierungsperiode) RCt = RCt-1 * (1 + RPI - Xgenerell - Xindividuell) +/- Q +/- Z Xgenerell: Effizienz- oder Produktivitätssteigerung, die alle Netzbetreiber umsetzen sollen Xindividuell: Effizienz- oder Produktivitätssteigerung, die der jeweilig betrachtete Netzbetreibers umsetzen soll, um dem Best-practice-Netzbetreiber zu entsprechen –> Erlössenkungspfad von weniger effizienten Unternehmen wird stärker abgesenkt P: Preis RC: Erlösobergrenze (Revenue Cap) X: Effizienz- oder Produktivitätssteigerung Q: Qualitätselement Z: Korrekturterm RPI: Verbraucherpreisindex (Retail Price Index) K: Kosten Vgl. slide 37

Answer 57

1) Cost-Plus-Regulierung -> Kostenorientierte Entgeltbildung "Wenn Kosten sinken, sinkt auch der Erlös" "Wenn Kosten steigen, steigt auch der Erlös" -> Weil feste Rendite vereinbart (fester Aufschlag) -> Resultat: Förderung Ineffizienz (Unternehmen kann steigende Kosten einfach weitergeben), Überkapitalisierung 2) 2009

Answer 58

Bei Cost-plus-Regulierung -> Kostenorientierte Netzentgeltermittlung -> Netzbetreibern wird Kostendeckung zzgl. festem Aufschlag/Gewinn gestattet. -> kein Anreiz Kosten zu senken/effizienter zu werden Anreizregulierung -> Entkopplung Erlöse und Kosten für Dauer der 5-jährigen Regulierungsperiode -> “Budgetprinzip”: Individuelle Erlösobergrenzen für jeden Netzbetreiber -> Gewinn abh. von Kostenreduktionen/Effizienzsteigerungen -> Dadurch Anreiz für NB Kosten zu senken

Answer 59

Nicht komplett, weil die eigentumsrechtliche Entflechtung gilt nicht für VNBs, sondern nur für ÜNBs/TNBs. Also verschiedene Stufen der Wertschöpfungskette könnten im gleichen Konzern sein.

Answer 60

Wärmepumpen nutzen Strom und Umgebungswärme, um Wärme bereitzustellen. Sie erreichen einen Coefficient of Performance (COP) von 3-5. Das heißt mit 1kWh an Strom können 3-5kWh Wärme erzeugt werden. Elektrodenkessel wandeln Strom direkt in Wärme um (und ohne Umgebungswärme). Sie weißen einen Wirkungsgrad von nahezu 100% auf. Sprich aus 1 kWh kann 1kWh Wärme erzeugt werden (Wärmepumpen mit dem Einsatz von Flächenkollektoren oder Erdsonden weißen höheren COP auf als einfach nur Umgebungsluft) (Allg. auch noch wissen welche Ansätze es für Power-to-Heat gibt)

Answer 61

linksläufiger Kreisprozess 1. Im Expansionsventil entspannt Arbeitsmedium/Kältemittel und kühlt noch mehr ab 2. Im Verdampfer wird das Arbeitsmedium bei niedrigen Druck verdampf durch Nutzung Umgebungswärme 3. Dampf wird mit Verdichter komprimiert, wodurch Temperatur angehoben wird. 4. Der heiße Dampf kondensiert am Kondensator, indem die Wärme abgegeben wird.

Answer 62

Es fasst die Eintrittswahrscheinlichkeiten vers. Ereignisse (/"reasons for concerns") wie bspw. Extremwetterereignisse in Abhängigkeit des Ausmaßes der globalen Erwärmung zusammen. Es war Grundlage für das 1,5°C und das 2°C Ziel aus dem Pariser Klimaabkommen. (VL2, slides 16+17!!)

Answer 63

3 Säulen der Regulierung natürlicher Monopole: Netzzugangsregulierung -> transparenter, diskriminierungsfreier Netzzugang Netzentgeltregulierung (inkl. Anreizregulierung) -> Netzentgelte müssen angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein -> Tarif- und Preisfestlegung (Refinanzierung der Netze im Vordergrund) -> Anreizregulierung (Erlösobergrenze, Anreize zur Kostensenkung/Effizienzsteigerung durch temporär befristete Entkopplung von Kosten und Erlösen (für die Dauer einer Regulierungsperiode) Entflechtung (Unbundling) -> Trennung des Netzbetriebes von den vor- und nachgelagerten Wettbewerbsbereichen (Erzeugung, Handel, Vertrieb)

Answer 64

Generell: Verbraucher zahlen egal auf welcher Netzebene sie angeschlossen sind Netzentgelte! Kostenwälzung - Die nicht gedeckten Kosten (anrechenbare Kosten - Erlöse) einer Netzebene werden jeweils an die darunter liegende Netzebene weitergegeben. Pro Netzebene folgende Schritte zur Berechnung der finalen Netzentgelte: 1) (Kostenstellenrechnung) Berechnung Briefmarke (inkl. Bestimmung Gesamtkosten und Jahreshöchstlast): Briefmarke [€/kW] (= Gesamtkosten / Jahreshöchstlast_Netz) Mit: Gesamtkosten [€] = gewälzte Kosten aus übergeordneter Netzebene + direkte Kosten der betrachteten Netzebene Jahreshöchstlast_Netz [kW] = höchster zeitgleicher Leistungswert der Netzebene bei einer oder meherer Entnahmen = Berechnung durch Summe( Jahreshöchstlast_Kunde * Gleichzeitigkeitsfaktor_Kunde) für alle Kunden –> Gleichzeitigkeitsfaktor_Kunde: Geschätzter Anteil der individuellen Einzelhöchstlast eines Netznutzers an der Jahreshöchstlast der Netzebene ([0,1]), Schätzung durch Gleichzeitigkeitsfunktionen (Gleichzeitigkeit ~ VBh) (z.B. Jahreshöchstlast: Von allen 15-Minuten Intervallen eines Jahres, das Intervall mit dem höchsten Wert) 2) (Kostenartenrechnung) Berechnung Leistungspreis und Arbeitspreis: Leistungspreis [€/kWh] der jeweiligen Netzebene = Briefmarke * y-Achsenabschnitt der Gleichzeitigkeitsfunktion (-> Entgeltanteil für die Bereitstellung elektr. Leistung) Arbeitspreis der jeweiligen Netzebene = Briefmarke * Steigung der Gleichzeitigkeitsfunktion (-> Entgeltanteil für die verbrauchten kWh) 3) (Entgeltermittlung) Berechnung Netzentgelt Für RLM-Kunden (leistungsgemessene Kunden): = Arbeitspreis * Verbrauch + Leistungspreis * Leistungsspitze (für >2500 Benutzungsstunden anderer Leistungspreis/Arbeitspreis wie für < 2500 Bh) Für SLP-Kunden: = Arbeitspreis * Verbrauch + ggf. Grundpreis –> Einen Leistungspreis gibt es nur auf der ÜN, HS, MS-Netzebene; Auf der NS-Ebene wird der Leistungspreis durch einen Grundpreis ersetzt

Answer 65

(Selbst) Für Industrie mit kontinuierlicher Produktion könnte sich eventuell eine Vollversorgung nach Fahrplan anbieten. Für Festival eventuell Fahrplan + Flexibilität, um gewisse Planbarkeit zu schaffen, aber noch flexibel reagieren zu können. (-> eventuell auch Absicherung eines bestimmten Preises über Stromfuture möglich, um Planbarkeit zu schaffen.) (Offener Vertrag bietet keine ausreichende Planbarkeit bei Festival im Voraus und Festival kann auch nicht zeitlich verschoben werden)

Answer 66

1) Die Netzbetreiber 2) Anreizregulierung -> Betriebsnotw. Kosten (Erlösobergrenze) -> StromNEV und GasNEV -> Verfahren/Schlüssel für Ermittlung der Netzentgelte

Answer 67

1) Im Fernleitungsnetz und im regionalen Verteilnetz sind Ein- und Ausspeiseentgelte zu zahlen und Kapazitäten zu buchen. 2) Netzentgelte fallen nur für Verbraucher an und hängen von der Anschlussspannungsebene ab

Answer 68

1) Arbeits- und Leistungspreis 2) Arbeits- und Grundpreis

Answer 69

Arbeitspreis: - Preis pro verbrauchte Einheit Energie - Leistungsgemessene Verbraucher (RLM) und Verbraucher mit Standardlastprofil (SLP) Leistungspreis: - Preis pro Einheit vorgehaltene Energie - nur RLM-Kunden Grundpreis: - Pauschaler Durchschnittspreis für vorgehaltene Energie - nur bei SLP-Kunden

Answer 70

FALSCH!!! -> Anders herum !!!

Answer 71

1) transaktionsunabhängiges Punktmodell 2) Grundprinzip: -> Entkopplung von kommerziellen und physikalischen Vorgängen im Netz

Answer 72

(Selbst) Überschuss verkaufen am Spotmarkt (Intra- und Day-ahead)) Flexibilität vermarkten (Regelenergiemarkt, Regelleistung bereithalten) OTC-Handel -> nicht am Markt: (Eigenverbrauch -> dadurch z.B. höhere Unabhängigkeit, Vermeidung von Netzentgelten (Kosten senken) (...)

Answer 73

in 1990: ca. 1250 Mio. t CO2-Äquivalente in 2024: ca. 670 Mio. t CO2-Äquivalente (zuletzt Corona-Pandemie und Konjunkturschwäche im Zuge des Russischen Angriffskrieges) Nach Ziel 2030: 438 Mio. t CO2-Äquivalente Ziele: - 2030: -65% ggü. 1990 - 2040: -88% ggü. 1990 - 2045: Netto-Null-Emissionen Ziele die bei der Zielerreichung helfen: - Kohleausstieg bis spätestens 2038 - EE-Ausbauziele (mind. 80% bis 2030)

Answer 74

1) Ausgleichsenergie > Regelenergie Grund: Ausgleichsenergie = Summe der individuellen Fahrplanabweichungen der Bilanzkreise Innerhalb der selben Regelzone können sich Abweichungen einzelner Bilanzkreise aber gegenseitig aufheben, sodass die tatsächlich eingesetzte Regelenergie deutlich geringer ausfällt. (Regelleistung also nur dann, wenn Ausgleich nicht ausreicht und Frequenz gehalten werden muss) 2) von ÜNBs über Ausschreibungen 3) Die Kosten der eingesetzten Regelenergie (Ausgleichsenergiekosten) rechnen die ÜNBs/BKK mit den BKV ab, die das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch verstärkt haben (bzw. bei denen tatsächliche Lieferung in 1/4h von Fahrplan für 1/4h abwich) -> Ausgleichsenergiepreis (reBAP = regelzonenübergreifender einheitlicher Bilanzausgleichenergiepreis) wird in Rechnung gestellt -> monatliche Abrechnung -> falls die Abweichung dem System geholfen hat wird vergütet, ansonsten pönalisiert (vermutlich dann bei monatlichem gegengerechnet schon)

Answer 75

In energieintensiven Industrien, wo die direkte Elektrifizierung nicht oder nur schwer möglich H2 als Rohstoff in der Industrie Einsatz in Schwerlasttransport (direkt oder über Umwandlung zu eFuel) Als Flexibilitätsoption (Stromspeicher, lange Speicherdauern möglich(?))

Answer 76

Ja -> Strom erst Endenergie, wenn er beim ENDverbraucher ankommt. Zuvor Sekundärenergie.

Answer 77

Grüner Wasserstoff* -> Wasserstoff aus Wasserelektrolyse mit Strom aus EE Blauer Wasserstoff -> Gewinnung von Wasserstoff aus fossilen Quellen (Dampfreformation von Erdgas) und Abscheidung von CO2 über CCS Grauer Wasserstoff -> Gewinnung von Wasserstoff aus fossilen Quellen (Dampfreformation von Erdgas) ohne CCS Weißer Wasserstoff -> Natürlich vorkommender Wasserstoff *in EU nicht nach Farblehre, hier erneuerbarer H2 genannt!

Answer 78

Solarenergie -> Oberbegriff für Nutzung Sonnenstrahlung zur Energiegewinnung Solarthermie ist die Umwandlung der Solarenergie in nutzbare thermische Wärme. Photovoltaik ist die Umwandlung von Solarenergie in nutzbare elektrische Energie

Answer 79

Einzelhandel (Vertrieb) A) Sonderverträge (Verträge mit registrierender Leistungsmessung RLM) -> Großkunden > 100.000 kWh/a (Bsp. Glas-, Zement-Produzent) -> Individuelle Vertragsgestaltung -> Leistungsmessung (Erfassung und Übermittlung von 1/4h-Leistungsmittelwerten) B) Standardverträge (Verträge für SLP) -> Haushalte, Gewerbe (< 100.000 kWh/a) -> keine Leistungsmessung, SLP wird angenommen -> 1xjährliche Messung Zählerstand

Answer 80

Für RLM-Kunden (leistungsgemessene Kunden): = Arbeitspreis * Verbrauch + Leistungspreis * Leistungsspitze (für >2500 Benutzungsstunden anderer Leistungspreis/Arbeitspreis wie für < 2500 Bh) Für SLP-Kunden: = Arbeitspreis * Verbrauch + ggf. Grundpreis –> Einen Leistungspreis gibt es nur auf der ÜN, HS, MS-Netzebene; Auf der NS-Ebene wird der Leistungspreis durch einen Grundpreis ersetzt

Answer 81

BNetzA -> Zuständig für Netzbetreiber mit > 100.000 angeschlossenen Kunden Landesregulierungsbehörden -> Zuständig für Netzbetreiber mit < 100.000 angeschlossenen Kunden

Answer 82

Beides geeignete Instrumente für die Internalisierung von negativen externen Effekten. Zertifikatshandelssystem: - Theoretisch ökonomische Effizienz - Mengensteuerung -> ökologische Treffsicherheit hoch - Effektivität, aber praktisch Design-Probleme ("Carbon-Leakage", "Wasserbetteffekt") Pigou-Steuer: - Theoretisch ökonomische Effizienz - Preissteuerung (indirekte Mengensteuerung) -> geringe ökologische Treffsicherheit - Effektivität möglich, aber Schwierigkeit in der Steuerbemessung (Wie hoch muss die Steuer sein, damit der negative externe Effekt um Faktor X sinkt?)

Answer 83

Wettbewerb: De- bzw. Re-Regulierung Internationaler Handel / Schaffung und Integration des Energiebinnenmarkts Privatisierung Regulierung und Entflechtung von Netzen als natürliche Monopolbereiche

Answer 84

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

Answer 85

bei größeren Anlagen über Ausschreibungen bestimmter Mengenvolumina (seit EEG 2017) -> Mengenbasierte Förderung bei Einspeisevergütung -> Preisbasierte Förderung

Answer 86

Von preisbasierten Förderung (feste Einspeisevergütung) zur mengenbasierten Förderung (konkrete Ausbauziele + Ausschreibungsmengen) !!

Answer 87

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)

Answer 88

Der Spannungsebene des Netzanschlusses Ort/Region/Netzbetreiber

Answer 89

bei Fernleitungsnetz + Überregionalem Verteilnetz + Regionalem Verteilnetz –> Entry-Exit-Modell (Ein- und Ausspeiseentgelte) bei Lokalem Verteilnetz –> Netzpartizipationsmodell (Ausspeiseentgelte)

Answer 90

Meint die Einsatzplanung von Kraftwerken -> Bilanzkreisverantwortliche (BKV) melden Fahrpläne an den Bilanzkreiskoordinator (BKK) -> Revisionsplanung (langfristig) -> Tageseinsatzplanung (kurzfristig)

Answer 91

Bruttostromerzeugung: Gesamte Strommenge, die ein Kraftwerk erzeugt (inkl. Eigenverbrauch) Nettostromerzeugung dagegen nur die Strommenge, die ins öffentliche Netz eingespeist wird (also nach Abzug des Eigenverbrauchs des Kraftwerkes!)

Answer 92

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 93

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

Answer 94

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 95

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 96

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 97

Solarenergie durch Solarthermieanlagen (-> Im Gebäudebestand häufig Unterstützung bei der Warmwasserbereitung, im Neubau Kombination von Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung) Umgebungswärme (-> Nutzung über Wärmepumpen) Biomasse (-> Holzpellet-Heizung oder Biogas (Nutzung der vorhandenen Infrastruktur möglich)) Power to Heat (Nutzung von (überschüssigem) Strom aus erneuerbaren Quellen -> sinnvoll als Hybridsystem; aktuell meistens in Kombination mit KWK-Fernwärme) Power to Gas (Nutzung von (überschüssigem) Strom aus erneuerbaren Quellen (Nutzung von vorhandener Gasinfrastruktur möglich) Geothermie (Nutzung der Erdwärme mit Wärmepumpen (betrieben mit Strom aus erneuerbaren Quellen))