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Teilmärkte des Elektrizitätsversorgungssystems Flashcards

1
Q

Geben Sie an, wie sich Erzeugungskapazitäten in

Deutschland im Jahr 2019 zusammensetzen.

A

50 % EE

Erdgas, Stein- und Braunkohle zwischen 10 und 15 %

Kernenergie: 4,5 %, 2022 sollen AKWs v. netz gehen

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2
Q

▪ Geben Sie an, wie sich die erzeugten Strommengen in

Deutschland im Jahr 2019 zusammensetzen.

A

Ca. 650 TWh Bruttostromerzeugung

▫ lediglich 25 % EE
→ deutlich geringere Anteile an Stromerzeugung als an installierter Leistung; Grund: geringe
Volllaststunden wegen Dargebotsabhängigkeit

▫ Steinkohle und Erdgas mit ungefähr gleich hohen Anteilen an Kapazität und an
Stromerzeugung; Grund: mittlere bzw. höhere Grenzkosten

▫ Braunkohle und Kernenergie mit knapp 23 % bzw. 12 % in etwa doppelt so hohe Anteile an
Stromerzeugung als an installierter Kapazität; Grund: hohe Volllaststunden wegen geringer Grenzkosten

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3
Q

Was sind die Gründe für Abweichungen zwischen Kapazitäts- und Erzeugungsmix?

A

– Dargebotsabhängigkeit erneuerbarer Energien → hohe installierte Leistungen

– Unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerke bedingen unterschiedliche Auslastung
(Volllaststunden)

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4
Q

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.

A

Kern & Braunkohle: Grundlastkraftwerke
–> geringe Grenzkosten, eher hoher Investitionsauwand, hohe Nennleistungen, schlechte Flexibilität

Steinkohle: Mittellastkraftwerke
–> mittlere Grenzkosten (mittlerer Investitionsaufwand), geringe Nennleistungen, bessere Flexibiltät

Erdgas & .T. Öl: Spitzenlastkraftwerke
–> hohe Grenzkosten (geringer Investitionsaufwand (Gasturbinen-KW), geringe Nennleistungen & Skalierbarkeit
schnelles An- und Abfahren, sehr gute Flexibilität
ErdgasGuD: hoher Wirkungsgrad, gute Skalierbarkeit

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5
Q

Was sind die Kritikpunkte, warum diese Einteilung nicht mehr zeitgemäß erscheint?

A

▫ Energiewende –> Abnahme d. Auslastung der Kraftwerke & müssen flexibel betrieben werden

Die Trennung zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlast eher in Richtung: Residuallastdeckung,
–> die nur begrenzt tageszeitliche Ausprägungen aufweist (tageszeitliches Profil der Photovoltaik, zufällige Fluktuationen bei Wind)

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6
Q

Wie unterscheiden sich die Kostenstrukturen und spezifischen CO2-Emissionen
(CO2-Emissionen bezogen auf die erzeugte Strommenge) von konventionellen und
fluktuierenden erneuerbaren Erzeugungsanlagen?

A

konventionell:
grenzkostenbehaftet (Brennstoffkosten & Zertifikate)
Kernenergie & B-Kohle = geringste MC
Erdgas & Öl = höchste Kapital-/Investitionskosten Kapitalkosten unterschiedlich ausgeprägt, aber bezogen im Regelfall eringer als bei EE
Spezifische CO2-Emissionen abhängig vom Brennstoff (und Wirkungsgrad) –> am höchsten Braunkohle, Gas ca 1/3 v. Braunkohle

EE:
▫ grenzkostenfrei- Betriebskosten (bis auf 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)

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7
Q

Wie unterscheiden sich die Kostenstrukturen und spezifischen CO2-Emissionen
(CO2-Emissionen bezogen auf die erzeugte Strommenge) von konventionellen und
fluktuierenden erneuerbaren Erzeugungsanlagen?

A

konventionell:
grenzkostenbehaftet (Brennstoffkosten & Zertifikate)
Kernenergie & B-Kohle = geringste MC
Erdgas & Öl = höchste
Kapitalkosten unterschiedlich ausgeprägt, aber bezogen auf die erzeugte Strommenge geringer als
bei EE
Spezifische CO2-Emissionen abhängig vom Brennstoff (und Wirkungsgrad) –> am höchsten Braunkohle, Gas ca 1/3 v. Braunkohle

EE:
▫ grenzkostenfrei (bis auf 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)

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8
Q

Erläutern Sie den Begriff „Merit Order“.

A
  • Sortierung d. KWs (Verkaufsgebote d. Stromhändler) nach aufsteigenden MC (aufsteigende Gebotshöhe)

–> Darstellung d. Day-ahead Markts als Treppenfunktion

  • Schnittpunkt mit Nachfragekurve (Aggregation d. Kaufgebote)
  • -> Bildung d. Preises für jew. Stunde
  • letztes KW bestimmt seinen MC den Gleichgewichtspreis, der für alle zum Zuge kommenden Marktteilnehmer (alles mit geringeren MC) gilt.
  • -> Erwirtschaftung eines Deckungsbeitrags
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9
Q

Stelle die Merit Order grafisch dar. Siehe UE 9 S. 13

A

x-Achse: Leistung in MW

Wind/Pv; Wasser, Kernenergie, Braun, stein, Gas, Öl

y-Achse: Preis in Euro/MWh

Gleichgewichtspreis

Nachfrage

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10
Q

inwiefern sich die folgenden Ereignisse beziehungsweise Maßnahmen auf den Verlauf
der Merit Order auswirken.

  • Erhöhung der Investitionsaufwendungen von Steinkohlekraftwerken
A

Kein Effekt, da lediglich die Grenzkosten

für die Preisbildung maßgeblich sind

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11
Q

inwiefern sich die folgenden Ereignisse beziehungsweise Maßnahmen auf den Verlauf
der Merit Order auswirken

-technologischer Fortschritt führt zu Wirkungsgradverbesserungen aller
Kraftwerkstypen

A

▫ 1.) Senkung der Grenzkosten aller Kraftwerkstechnologien,
d.h. Verschiebung der Merit Order nach unten
▫ Geringerer Strompreis (bei allen Nachfragesituationen)

▫ 2.) leichte Verlängerung der Stufenbreite, da Kraftwerke eine höhere Leistung einspeisen können (d.h. mehr Strom erzeugen können)*

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12
Q

Wie lassen sich mit Hilfe der Merit Order Aussagen bezüglich der Refinanzierung von Kraftwerken mit Blick auf die Deckungsbeiträge treffen?

A

– Kraftwerke mit geringeren Grenzkosten als das
Grenzkraftwerk (bzw. mit geringeren Geboten) erzielen
Deckungsbeiträge
= zur Deckung der Kapitalkosten

– Wenn ausreichend oft genügend hohe Deckungsbeiträge erzielt = Refinanzierung der Kapitalkosten möglich

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13
Q

Wie lassen sich die Großhandelsmärkte für Strom weiter untergliedern?
Unterscheiden Sie dabei zwischen dem OTC- und dem Börsenhandel.

A

Beide:
Terminmärkte: langfristig & mehr als 2 Tage davor
Spotmärkte: kurzfristig & innerhalb d. nächsten 2 Tage; Day-ahead & Intraday (15 min vor Lieferung)

Börse standardisiert
OTC standardisiert & an Börse angelegt o. individuell; Preise folgen d. Börse

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14
Q

Wie bildet sich der Preis am Day-ahead-Markt für Strom?

A

Merit Order Prinzipg

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15
Q

Wie lassen sich die

bestehenden Kraftwerke hierdurch refinanzieren u. wie können sie den Preis beeinflussen?

A

Strategische Zurückhaltung von Kraftwerken mit mittleren Grenzkosten zugunsten
von Kraftwerken mit höheren Preisen

– Effekt: höhere Preise und höhere Deckungsbeiträge für Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten

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16
Q

Am Spotmarkt für Strom konnten in den letzten Jahren teilweise negative Preise
beobachtet werden. Was sind die technischen, wirtschaftlichen und organisatorischen
Gründe, die zu einem solchen Marktergebnis führen?

A

Technische & ökonomische:

  • Inflexibilität konventioneller KWs; laufen durch aufgrund hoherr An & Abfahrkosten (Kohle auch bei Warmstart)
  • KWKs haben Wärmelieferverpflichtung
  • EE in Einspeisevergütung erhalten preisunabhängige Vergütung
    und speisen daher auch bei negativen Preisen ein

Organisatorisch:
Mangelnde Bewirtschaftung von Bilanzkreisen:
Handelsabteilungen nicht 24/7 besetzt —> an den Weihnachtsfeiertagen
zu negativen Preisen kam.

17
Q

Welche Folgen haben temporär negative Spotmarktpreise auf die
Elektrizitätswirtschaft? Unterscheiden Sie zwischen Auswirkungen auf Erzeuger und
Verbraucher.

A

▫ Erzeuger zahlt für die Stromabnahme: primäres Interesse des Stromtransports liegt damit auf
Seiten des Erzeugers und nicht mehr auf Seiten des Verbrauchers

▫ Flexibilisierungsanreize für Erzeuger → Flexibilisierung des
Kraftwerks, um in Zeiten negativer Preise vom Netz gehen zu können

▫ Besonderheit bei neuen EEG-Anlagen: längere Phasen negativer Preise können zum Verlust
des EEG-Vergütungsanspruchs führen („4-Stunden-Regel”

– Verbraucher:
▫ Verbraucher besitzen einen Anreiz, den Bezug auszuweiten (mehr strom?)
–> abgeschwächt durch weitere Preisbestandteile
für Letztverbraucher (Abgaben, Umlagen, Entgelte)

18
Q

Warum erleiden große Erzeugungsunternehmen mit überwiegend konventionellen
Erzeugungskapazitäten in Deutschland derzeit massive Verluste?

A

Großhandelsstrompreisniveau sehr niedrig aufgrund:

  • zunehmender EE
  • niedriger CO2-Preise
  • niedriger Brennstoffpreise
  • -> Trendumkehr zeichnet sich langsam ab, geht aber auch mit steigenden CO2-Preisen einher.

– erwirtschaftete Deckungsbeiträge reichen nicht für die Refinanzierung neuer Kapazitäten.

– Refinanzierung bzw. der Weiterbetrieb
bestehender Erzeugungsanlagen gefährdet

19
Q

Was ist die Residuallast?

A

Restbedarf an Strom, der mehrheitlich aus konventionellen Quellen gedeckt wird

N (Nachfrage) – FEE (fluktuierende Erneuerbare Energien) = R (Residuallast).

20
Q

Wie wird sich die Jahresdauerlinie der Residuallast in Zukunft entwickeln?

A

mehr EE
–> Verschiebung nach unten (in neg. Richtung)

pos. Residuallastspitze nimmt weniger ab wegen fluktuierenden EE als neg. Residuallastspitzen zunehmen
- -> sinkt rechts mehr ab als links

21
Q

Warum wird sich die Jahresdauerlinie der Residuallast in der Zukunft so entwickeln?

A

pos. Residuallastspitzen: meist zu Zeitpunkt der Jahreshöchstlast im Winter wenn auch geringe Sonneneinstrahlung +
niedriger Windstromerzeugungen;

neg. Residuallastspitzen:
hoher Windstrom- und Solarenergieerzeugung & geringen Lasten

22
Q

Wie wird die Jahresdauerlinie der Last aus dem Jährlichen Verlauf der Last in Deutschland generiert?

A

Generierung: Sortierung der Werte der tatsächlichen Lastkurve nach Größe

▪ Interpretation: Gibt an, in wie vielen Jahresstunden mindestens eine Leistung von x nachgefragt wird

x-Aachse h/a (Jahr)

y-achse % (max last-=100%9

23
Q

Was sind die starken treiber d. schwankenden Verlaufs d. Last in DE?

A

Tag, Nacht
Werktag, Wochenende
Winter, Sommer
EE vs fossile

24
Q

Welche Aufgaben hat ein Stromvertriebsunternehmen?

A
  • Belieferung von Kunden mit Elektrizität (bilanziell)

– Bilanzkreisverantwortung: Prognose der Kundenverbräuche und Beschaffung der
Energiemengen zur Bedarfsdeckung;

  • Abrechnung der Kunden
25
Q

Welche Kundenkategorien und Abrechnungsarten lassen sich unterscheiden?

A

▫ Standardkunden (Standardverträge, meist „All-inclusive“)
▫ Sonderkunden (individuelle Vertragsgestaltung)

registrierende Leistungsmessung (RLM) → Erfassung von Viertelstundenleistungsmittelwerten
▫ Standardlastprofile → Erfassung des Jahresverbrauchs und Annahme eines durchschnittlichen Lastverlaufs für den Kunden auf
Erfahrungsbasis

26
Q

Wie setzt sich der Strompreis für Haushaltskunden zusammen?

A

–Ca. 25 % Beschaffung, Vertrieb, Marge

– ca. 25 % Steuern
▫ Mehrwertsteuer

– ca. 20 % Entgelte
▫ Nettonetzentgelt (je nach Versorgungsgebiet / Netzbetreiber unterschiedlich)

– Konzessionsabgabe (Abgabe an die Kommunen für die Nutzung der Wege, je nach
Gemeindegröße)

– Umlagen (Werte für Haushaltskunden)
ca. 20 % EEG-Umlage (2021: 6,5 ct/kWh)

27
Q

Wie bestimmt ein Vertriebsunternehmen die am Großhandelsmarkt zu beschaffende
Strommenge?
–> siehe Schaubild

A

– Prognostizierung der Verbrauchsmengen der Kunden anhand von SLP.
- Kann dann ganz beliebig zusammengesetzt werden

– Zukauf u. Verkauf v. Börsen- oder OTC-Produkten in beliebiger Zusammensetzung

  • Teil mit Futures (Terminmarkt)/konstant

Produkte des Stromgroßhandels

  • Base: andere Menge durch offene Verträge
  • Peak
  • Einzelstunde, Viertelstunde
  • Stundenkontrakte (viereckige Kästen)
  • Spotmarkte (Stundenkontrakte, Zu-& Verkauf)
28
Q

Was sind die Freiheitsgrade für die Beschaffung / den Handel d. zu beschaffenden Strommenge?

A

– Lieferzeiträume
– Kontrahierungszeitpunkte (wann geschäft eingehen)
– Lieferanten bzw. Handelsplatz (OTC / Börse)
– Kurzfristige Zu- und Verkäufe auf den Spotmärkten

29
Q

Weshalb werden neben den Großhandelsmärkten für Strom noch Regelleistungsmärkte bzw. ein Mechanismus zur Beschaffung von Regelleistung benötigt?

A

Erzeugung & Verbrauch müssen im Stromsystem immer gleich hoch sein, da nur begrenzt speicherbar.

Abweichungen (durch viel/wneig EE, Ausfall eines konvetionellen KWs) v. GG führen zu Frequenzabweichungen (Standard:50 Hertz)

Einsatz v. Regelenergie um diese auszugleichen & Zusammenbruch d. Stromnetzes zu verhindern.

30
Q

Welche Regelleistungsarten werden auf dem Markt für Regelleistung gehandelt?

A
  • Primärregelleistung (innerhalb v. sekunden, e.g., Pumpspeicher/Batteriespeicher)
    – Sekundärregelleistung (15 min, Pumpspeicher, thermische KWs)
    – Minutenreserve (viele Minuten, Biomasse, Pumpspeicher)
31
Q

Wie sind die Märkte für Regelleistung organisiert? Wer ist Anbieter, wer Nachfrager?

A

Transparente, diskriminierungsfreie gemeinsame Ausschreibungen der
ÜNB

getrennt für primär, sekundär, minuten

Anbieter:
konventionelle EE
EE (nur für min)
Verbraucher

Erbringer:
gleiche wie auf Beschreibung d. Regelleistungsarten

32
Q

Was unterscheidet die Preisbildung an den Regelenergiemärkten von der Preisbildung
am Day-ahead-Markt der Strombörse

A

– Day-ahead: gleicher Preis für alle

– Regelleistungsmärkte: jeder erhält Preis nach individuellem Gebot

33
Q

Was ist Ausgleichsenergie?

A

Energie, die ein Bilanzkreisverantwortlicher beziehen muss,

um seinen Bilanzkreis auszugleichen.

34
Q

Was beeinflusst den Preis für Ausgleichsenergie?

A

AEP = Kosten Regelenergie/Saldo Regelenergiemenge (Menge d. abgerufenen Regelenergie)

35
Q

Wie kann ein Unternehmen Ausgleichsenergiekosten minimieren?

A

– Kurzfristiger Ausgleich am Day-ahead und Intraday-Markt

– Maßnahmen zur Verbesserung der Prognosen für Erzeugung und Verbrauch im Bilanzkreis

36
Q

WAs beeinflusst d. Merit Order Effekt?

A

Zusammensetzung konventioneller KWs & variable Kosten

Höhe d. Preise im Ausland

Korrelation EE & Last

Änderung d. residualen Lastdauerlinie –> wie setzt sich d. kostenoptimale KW-park zusammen, Änderung durch Volatilität d. EE

Preiselastizität

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