Teilmärkte des Elektrizitätsversorgungssystems Flashcards
Geben Sie an, wie sich Erzeugungskapazitäten in
Deutschland im Jahr 2019 zusammensetzen.
50 % EE
Erdgas, Stein- und Braunkohle zwischen 10 und 15 %
Kernenergie: 4,5 %, 2022 sollen AKWs v. netz gehen
▪ Geben Sie an, wie sich die erzeugten Strommengen in
Deutschland im Jahr 2019 zusammensetzen.
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
Was sind die Gründe für Abweichungen zwischen Kapazitäts- und Erzeugungsmix?
– Dargebotsabhängigkeit erneuerbarer Energien → hohe installierte Leistungen
– Unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerke bedingen unterschiedliche Auslastung
(Volllaststunden)
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.
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
Was sind die Kritikpunkte, warum diese Einteilung nicht mehr zeitgemäß erscheint?
▫ 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)
Wie unterscheiden sich die Kostenstrukturen und spezifischen CO2-Emissionen
(CO2-Emissionen bezogen auf die erzeugte Strommenge) von konventionellen und
fluktuierenden erneuerbaren Erzeugungsanlagen?
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)
Wie unterscheiden sich die Kostenstrukturen und spezifischen CO2-Emissionen
(CO2-Emissionen bezogen auf die erzeugte Strommenge) von konventionellen und
fluktuierenden erneuerbaren Erzeugungsanlagen?
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)
Erläutern Sie den Begriff „Merit Order“.
- 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
Stelle die Merit Order grafisch dar. Siehe UE 9 S. 13
x-Achse: Leistung in MW
Wind/Pv; Wasser, Kernenergie, Braun, stein, Gas, Öl
y-Achse: Preis in Euro/MWh
Gleichgewichtspreis
Nachfrage
inwiefern sich die folgenden Ereignisse beziehungsweise Maßnahmen auf den Verlauf
der Merit Order auswirken.
- Erhöhung der Investitionsaufwendungen von Steinkohlekraftwerken
Kein Effekt, da lediglich die Grenzkosten
für die Preisbildung maßgeblich sind
inwiefern sich die folgenden Ereignisse beziehungsweise Maßnahmen auf den Verlauf
der Merit Order auswirken
-technologischer Fortschritt führt zu Wirkungsgradverbesserungen aller
Kraftwerkstypen
▫ 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)*
Wie lassen sich mit Hilfe der Merit Order Aussagen bezüglich der Refinanzierung von Kraftwerken mit Blick auf die Deckungsbeiträge treffen?
– 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
Wie lassen sich die Großhandelsmärkte für Strom weiter untergliedern?
Unterscheiden Sie dabei zwischen dem OTC- und dem Börsenhandel.
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
Wie bildet sich der Preis am Day-ahead-Markt für Strom?
Merit Order Prinzipg
Wie lassen sich die
bestehenden Kraftwerke hierdurch refinanzieren u. wie können sie den Preis beeinflussen?
Strategische Zurückhaltung von Kraftwerken mit mittleren Grenzkosten zugunsten
von Kraftwerken mit höheren Preisen
– Effekt: höhere Preise und höhere Deckungsbeiträge für Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten
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?
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.
Welche Folgen haben temporär negative Spotmarktpreise auf die
Elektrizitätswirtschaft? Unterscheiden Sie zwischen Auswirkungen auf Erzeuger und
Verbraucher.
▫ 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)
Warum erleiden große Erzeugungsunternehmen mit überwiegend konventionellen
Erzeugungskapazitäten in Deutschland derzeit massive Verluste?
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
Was ist die Residuallast?
Restbedarf an Strom, der mehrheitlich aus konventionellen Quellen gedeckt wird
N (Nachfrage) – FEE (fluktuierende Erneuerbare Energien) = R (Residuallast).
Wie wird sich die Jahresdauerlinie der Residuallast in Zukunft entwickeln?
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
Warum wird sich die Jahresdauerlinie der Residuallast in der Zukunft so entwickeln?
pos. Residuallastspitzen: meist zu Zeitpunkt der Jahreshöchstlast im Winter wenn auch geringe Sonneneinstrahlung +
niedriger Windstromerzeugungen;
neg. Residuallastspitzen:
hoher Windstrom- und Solarenergieerzeugung & geringen Lasten
Wie wird die Jahresdauerlinie der Last aus dem Jährlichen Verlauf der Last in Deutschland generiert?
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
Was sind die starken treiber d. schwankenden Verlaufs d. Last in DE?
Tag, Nacht
Werktag, Wochenende
Winter, Sommer
EE vs fossile
Welche Aufgaben hat ein Stromvertriebsunternehmen?
- Belieferung von Kunden mit Elektrizität (bilanziell)
– Bilanzkreisverantwortung: Prognose der Kundenverbräuche und Beschaffung der
Energiemengen zur Bedarfsdeckung;
- Abrechnung der Kunden
Welche Kundenkategorien und Abrechnungsarten lassen sich unterscheiden?
▫ 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
Wie setzt sich der Strompreis für Haushaltskunden zusammen?
–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)
Wie bestimmt ein Vertriebsunternehmen die am Großhandelsmarkt zu beschaffende
Strommenge?
–> siehe Schaubild
– 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)
Was sind die Freiheitsgrade für die Beschaffung / den Handel d. zu beschaffenden Strommenge?
– Lieferzeiträume
– Kontrahierungszeitpunkte (wann geschäft eingehen)
– Lieferanten bzw. Handelsplatz (OTC / Börse)
– Kurzfristige Zu- und Verkäufe auf den Spotmärkten
Weshalb werden neben den Großhandelsmärkten für Strom noch Regelleistungsmärkte bzw. ein Mechanismus zur Beschaffung von Regelleistung benötigt?
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.
Welche Regelleistungsarten werden auf dem Markt für Regelleistung gehandelt?
- Primärregelleistung (innerhalb v. sekunden, e.g., Pumpspeicher/Batteriespeicher)
– Sekundärregelleistung (15 min, Pumpspeicher, thermische KWs)
– Minutenreserve (viele Minuten, Biomasse, Pumpspeicher)
Wie sind die Märkte für Regelleistung organisiert? Wer ist Anbieter, wer Nachfrager?
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
Was unterscheidet die Preisbildung an den Regelenergiemärkten von der Preisbildung
am Day-ahead-Markt der Strombörse
– Day-ahead: gleicher Preis für alle
– Regelleistungsmärkte: jeder erhält Preis nach individuellem Gebot
Was ist Ausgleichsenergie?
Energie, die ein Bilanzkreisverantwortlicher beziehen muss,
um seinen Bilanzkreis auszugleichen.
Was beeinflusst den Preis für Ausgleichsenergie?
AEP = Kosten Regelenergie/Saldo Regelenergiemenge (Menge d. abgerufenen Regelenergie)
Wie kann ein Unternehmen Ausgleichsenergiekosten minimieren?
– Kurzfristiger Ausgleich am Day-ahead und Intraday-Markt
– Maßnahmen zur Verbesserung der Prognosen für Erzeugung und Verbrauch im Bilanzkreis
WAs beeinflusst d. Merit Order Effekt?
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
