VL09: Teilmärkte der Elektrizitätsversorgung Flashcards

1
Q

Beschreibe die Wertschöpfungskette von Strom.

A

Primärenergiegewinnung (nur fossile Energieträger) + Standorterschließung (Wettbewerb)

Erzeugung (Wettbewerb)

Netze (Transport und Verteilung) (natürliches Monopol –> Regulierung)

Handel (Wettbewerb)

Vertieb (Wettbewerb)

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2
Q

Beschreibe den Stromfluss in Deutschland.

A

Stromaufkommen (~600 TWh)
= Nettostromerzeugung (~550 TWh) + Importe aus dem Ausland + Entnahmen aus Stromspeichern

Nettostromverbrauch (~500 TWh)
= Stromaufkommen - Exporte ins Ausland - Zufuhr in Stromspeicher - Netzverluste
= Industrie (~ 45 %) + GHD (~25 %) + Haushalte (~25 %) + Verkehr (~5 %)

Anmerkungen
- GHD = Gewerbe, Handel, Dienstleistungen
- Verkehr ist hauptsächlich Schienenverkehr, nicht E-Mobilität

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3
Q

Was beschreibt Adequacy?

Was bedeutet Security?

A

Adequacy
- Versorgungssicherheit in der Kapazitätsplanung
- Vorbehaltung ausreichender Kapazitäten zur Nachfragedeckung

Security
- Versorgungssicherheit im Einsatz
- Einsatz von Kapazitäten zur Nachfragedeckung

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4
Q

Beschreibe den Aufbau der Märkte für Stromerzeugung und -verbrauch.

–> Großhandel

A

Großhandel
(für große Mengen)

A) Strombörse
- Spotmarkt (physisch)
* Day-ahead
* Intraday
- Terminmarkt (finanziell)
* Future
* Option

B) OTC-Handel (over the counter-Handel) (bilateral!!)
- Spotmarkt (physisch)
* Day-ahead
* Intraday
- Terminmarkt (physisch)
* Forward
* Option
- Vollversorgung nach Fahrplan (physisch)

  • Spotmarkt: Erfüllung <= 2 Tagen
  • Terminmarkt: Erfüllung > 2 Tagen
  • Stromfutures mit unterschiedlichen Fälligkeiten: Jahre, Quartale, Monate, Wochen, Wochenenden, Tage; (- Forwards: Äquivalent für Futures im außerbörslichen Handel
  • Optionen auf Stromfutures: handelbar, werden aber in der Praxis nicht gehandelt)
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5
Q

Beschreibe den Aufbau der Märkte für Stromerzeugung und -verbrauch.

–> Einzelhandel (Vertrieb)

A

Einzelhandel (Vertrieb)
(für kleinere Mengen)

A) Sonderverträge
(Verträge mit Leistungsmessung)
–> Großkunden (Bsp. Glas-, Zement-Produzent)
–> Individuelle Vertragsgestaltung
–> Leistungsmessung

B) Standardverträge
(Verträge für Standardlastprofile)
–> Haushalte, Gewerbe
–> Keine Leistungsmessung, Standardlastprofil wird angenommen

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6
Q

Was bedeutet Dispatch?

Was bedeutet Redispatch?

Beschreibe den Aufbau des Markts/Betriebs für Redispatch (institutionell).

A

Dispatch
- Einsatzplanung von KW
- Wird von den Bilanzkreisverantwortlichen in Form von Fahrplänen an den Bilanzkreiskoordinator (ÜNB) gemeldet
- Revisionsplannung (langfristig), Tageseinsatzplannung (kurzfristig)

Redispatch
- Kurzfristige Änderung der Einsatzplanung aufgrund von Engpässen im Netz (Redispatch 2.0: Einspeise- und Netzengpassmanagement)
- Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken durch ÜNB, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen
- Bsp. Vor einem Netzengpass wird die Erzeugung runter geregelt und hinter einem Netzengpass hochgeregelt

Markt/Betrieb
- ÜNB und KW-betreiber einigen sich welche Kapazitäten zum Ausgleich des Netzes vorgehalten werden
- Betrieb: Kostenbasierte Vergütung
- Eher Betrieb als Markt, kann auch als Markt ausgestaltet werden: Betreiber bieten Kapazitäten an

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7
Q

Beschreibe die spezifische Emissionen von Erdgas, Steinkohle und Braunkohle.

A

Braunkohle (~1150g/kWh) > Steinkohle (~900g/kWh) > > Erdgas (~370g/kWh)

  • Erdgas: Underestimated Lifecycle-Emissions, Methan Leakages
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8
Q

Wie hoch ist die installierte Nettonennleistung sowie die Bruttostromerzeugung in Deutschland.

A

Installierte Nettonennleistung: ~210 GW

Bruttostromerzeugung: ~600 TWh

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9
Q

Zeichne die Jahresdauerlinie der Last (load duration curve) und erkläre sie.

Wie hat sich die Jahresdauerlinie durch die EE verändert?

A

vgl. Folie 249

  • Generierung: Sortierung der Werte der tatsächlichen Lastkurve (Jahresganglinie) nach Größe
  • Interpretation: Gibt an, in wie vielen Jahresstunden mindestens eine Leistung von x nachgefragt wurde

Wie hat sich die Jahresdauerlinie durch die EE verändert?
- EE speisen bevorzugt ein –> Verschiebung nach unten
(von der Jahresdauerlinie wird die EE-Erzeugung abgezogen = Residuallast)
- Residuallast muss durch mehr Spitzenlast-KW und durch weniger Grundlast-KW gedeckt werden

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10
Q

Erkläre die kostenoptimale Zusammensetzung des konventionellen Kraftwerksparks (Screening Curves).

A

vgl. Folie 250

Screening Curves

Vorgehen (Projektionen)
1) Vollkosten/(kW ° a) ~ Bh im Jahr
2) Jahresdauerlinien der Gesamtlast bzw. Jahresdauerlinien der Residuallast (Last [%] ~ Bh im Jahr)
3) Anteil der Leistung der Kraftwerkstypen an der Gesamtleistung ([%])

  • 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

Kraftwerkstypen
- Spitzenlast-KW (Bsp. Gas-KW)
(Jahresdauerlinie links)
(Kosten für schnelle Einspeisung und kurze Betriebsdauern niedrig)
- Mittellast-KW
(Jahresdauerlinie mitte)
- Grundlast-KW (Bsp. Kohle-/AKW)
(Jahresdauerlinie rechts)
(Kosten für konstante Einspeisung und lange Betriebsdauern niedrig)

(y-Achsen Abschnitt in Jahreskosten-Diagramm: Investitionskosten)

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11
Q

Erkläre den Last- und Erzeugungsverlauf in einer Beispielwoche in 2022.

vgl. Folie 251

A

vgl. Folie 251

Last
- Tag (Spitze) vs. Nacht (Tal)
- Wochentag (höher) vs. Wochenende (niedriger)

Erzeugung
- Tag (Spitze) vs. Nacht (Tal)
–> PV Einspeisung
- Wind besonders volatil
- EE-Erzeugung gering –> CO2-Emissionen hoch
- Erzeugung > Verbrauch, Transportverluste (elektrischer Widerstand)?, Abregelung

Residuallast
- Verbrauch - EE-Einspeisung
- Residuallast < 0 –> Abregelung von Einspeisung (“Curtailment”)

  • Deckung der Residuallast entscheidend, die Einteilung nach Grund-/Mittel-/Spitzenlast hat an Bedeutung verloren
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12
Q

Ordne den spezifischer Investitionsaufwand (€/kW) von PV > 30 kWp, Erdgas Gas- und Dampfkraftwerk, Erdgas Gasturbinen-KW, Steinkohle, Braunkohle, Offshore Wind, Onshore Wind.

A

Erdgas-GT
< Erdgas GuD
< PV (> 30 kWp)
< Onshore Wind
< Steinkohle
< Braunkohle
< Offshore Wind

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13
Q

Eigenschaften der Kraftwerkstypen

1) Welche KW-technologie kann die größte Leistung bereitstellen?

2) Welche KW-technologie eignet sich am Besten für Skalierbarkeit?

3) Welche konventionelle KW-technologie hat die höchsten Wirkungsgrade?

4) Welche KW-technologie hat die geringsten spezifischen Investitionskosten?

A

1) Atom- und Kohlekraftwerke

2) Aufgrund ihres modularen Aufbaus zeichnen sich Erdgas Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) durch sehr gute Skalierbarkeit aus

3) Erdgas Gas- und Dampfkraftwerke (GuD)

4) Gasturbinenkraftwerke

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14
Q

Warum könnten sich mit H2 befeuerte Gasturbinenkraftwerke in Zukunft besonders als Spitzenlastkraftwerke eignen?

A
  • Spitzenlastkraftwerke werden in Zukunft nur wenige Stunden im Jahr laufen, also in nur wenigen Stunden Umsätze erwirtschaften, um sich zu refinanzieren
  • Gasturbinenkraftwerke haben sehr geringe spezifische Investitionskosten
  • Die Brennstoffpreise von H2 werden in der zukunft sehr teuer sind, was zu sehr hohen Grenzkosten führen wird

–> Die geringen Investitionskosten der Gasturbinenkraftwerke können vergleichsweise gut in den wenigen VBh/a refinanziert werden
–> Durch die niedrigen Vollbenutzungsstunden fallen die höheren Grenzkosten weniger ins Gewicht

–> Die Spitzenlastkraftwerke werden im Merit-Order-Modell die Grenzkraftwerke sein und können sich somit theoretisch nicht refinanzieren (= nicht die Investitionskosten decken)
–> Die langfristige Deckung der Investitionskosten von Grenzkraftwerken wird im Peak-Load-Pricing/Scarcity-Pricing-Modell abgebildet

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15
Q

Was beschreiben Vollkosten pro Kostenträger?

A

Vollkosten pro Kostenträger = (Betriebskosten + Kapitalkosten) / Absatzmenge

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16
Q

1) Was beschreiben Grenzkosten?

2) Wobei sind die Grenzkosten entscheidend?

3) Gib die Formel der Grenzkosten an.

4) Reihe die durchschnittlichen Grenzkosten von Steinkohle-KW, Erdgas-KW (GuD) und Windparks der Größe nach.

A

1) Grenzkosten = Kosten bei die Produktion einer zusätzlichen Einheit (Bsp. MWh) anfallen

2)
- Grenzkosten sind entscheidend, wenn es um den Weiterbetrieb bzw. die Einsatzentscheidung (Dispatch) von KW geht
- Basis der Preisbildung und Dispatchentscheidung im Merit-Order-Modell bzw. der Preisbildung am Day-ahead-Markt

3) Siehe Aufzeichnungen

4) Grenzkosten-Vergleich:
Wind-/Solarparks = 0 < Steinkohle-KW < Erdgas-KW

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17
Q

Um welche Kennzahlen geht es?

  • Investitionsentscheidung nach “…”
  • Die “…” sind wesentliches Kriterium für die langfristige Wirtschaftlichkeit.
  • Die “…” sind wesentliches Kriterium für den Kraftwerkseinsatz und sind maßgebend für die erzielbaren Preise auf dem Strommarkt.
A

“LCOE”

“Grenzkosten”

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18
Q

Was beschreiben Stromgestehungskosten?

A

Stromgestehungskosten (LCOE: Levelized Cost of Electricity)
- Die LCOE entsprechen dem durchschnittlichen Strompreis bei dem der Kapitalwert der Kraftwerksinvestition 0 ist.
- Sie sind der Barwert aller Ausgaben bzw. Kosten, die bei der Stromerzeugung anfallen, bezogen auf eine produzierte Einheit (kWh bzw. MWh).
- Stromgestehungskosten sind entscheidend, wenn es um die Investitionsentscheidung geht

Formel LCOE: vgl. Folie 31

Modifizierte Formel für die LCOE bei konstanten Ausgaben und Erzeugungsmengen: vgl. Folie 32

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19
Q

1) Wie viel % der installierten Leistung machen derzeit EE aus?

2) Wie viel % der Stromerzeugung kommt derzeit aus EE?

A

1) ~ 70 %

2) ~ 50 %

Das liegt daran, dass ihre Jahresvolllaststunden (vor allem wegen der Dargebotsschwankungen) im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken geringer sind.

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20
Q

Durch fluktuierende erneuerbare Stromerzeugung ist sowohl eine Betrachtung “…” als auch “…” maßgeblich für die Dimensionierung des ergänzenden Kraftwerks- und Ressourcenparks.

A

“der Jahresdauerlinie der Residuallast”

“die Entwicklung der Residuallast im Zeitverlauf” / “die Jahresganglinie der Residuallast”

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21
Q

1) Was ist Regelleistung?

2) Was ist Regelenergie?

3) Beschreibe die Bereitstellung von Regelleistung.

4) Beschreibe die Funktionsweise und den Aufbau des Regelenergiemarkt.

A

1) Regelleistung
- Wird vorgehalten um die Stabilität des Netzbetriebs zu gewährleisten (Frequenz = konst. = 50 Hz)
- Nachfrage und Angebot nach/von Strom müssen zu jeder Zeit ausgeglichen sein; Wenn ausgeglichen gilt: Frequenz = 50 Hz
- Positive RL: Erhöhung Erzeugungsleistung / Absenkung Verbrauchsleistung (Für den Fall: Frequenz < 50 Hz)
Negative RL: Absenkung Erzeugungsleistung / Erhöhung Verbrauchsleistung (Für den Fall: Frequenz > 50 Hz)

2) Regelenergie
- Kurzfristig und physisch vom ÜNB eingesetzte Regelleistung
- Pos. Regelenergie: Erhöhung Erzeugung / Absenkung Verbrauch (Einsatz bei Frequenz < 50 Hz)
- Neg. Regelenergie: Absenkung Erzeugung / Erhöhung Verbrauch (Einsatz bei Frequenz > 50 Hz)

3) Bereitstellung von Regelleistung (Regelenergiemarkt)

Regelzone:
EE + Konv. Kraftwerke + Händler + große Verbraucher
–> Bieten Regelleistung oder bieten die Nutzung von Regelleistung (pos./neg. Regelleistung)
<– Vergütung f. Bereitstellung u./o. Nutzung von Regelleistung

4) Regelenergiemarkt

Funktionsweise
- Systembetreiber (ÜNBs) beschaffen Regelleistung über transparente, diskriminierungsfreie Ausschreibungen (www.regelleistung.net)
- Primärregelung (FCR) wird von den ÜNB regelzonenübergreifen eingesetzt
- Sekundär- und Tertiärregelung wird durch den ÜNB der Regelzone eingesetzt

Aufbau

Primärregelung (FCR: Frequency Containment Reserve)
- Aktivierung innerhalb von 30 Sekunden
- Abzudeckender Zeitraum pro Störung: 0 < t < 15 min
–> Frequenz wird stabilisiert

Sekundärregelung (aFRR: Frequency Restoration Reserve with automatic activation)
- Vollständige Aktivierung innerhalb von max. 5 min
–> Frequenz wird angehoben/abgesenkt

Tertiärregelung/Minutenreserve (mFRR: Frequency Restoration Reserve with manual activation)
- Vollständige Aktivierung von max. 15 Minuten
- Abzudeckender Zeitraum pro Störung t > 15 min bis 4 Viertelstunden bzw. bis zu mehreren Stunden bei mehreren Störungen
–> Frequenz wird angehoben/abgesenkt

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22
Q

Wahr oder falsch?

Marktvolumen:
Terminmarkt > > Day-ahead > > Intraday
OTC-Handel > > Börsenhandel

A

Wahr!

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23
Q

1) Welche Produkte werden an der Börse verkauft?

2) Welche Produkte werden im OTC-Handel verkauft?

A

1)
- Einzelstunden / Viertelstunden
- Base (konstante Leistung von 0 bis 24 Uhr)
- Peak (konstante Leistung als Block werktags von 8 bis 20 Uhr)

2)
- Einzelstunden / Viertelstunden
- Base (konstante Leistung von 0 bis 24 Uhr)
- Peak (konstante Leistung als Block werktags von 8 bis 20 Uhr)

sowie
- Fahrplan (individuelle Leistung im Viertelstundenraster oder im Stundenraster)
- Fahrplan mit Flexibilität (individuelle Leistung im Viertelstundenraster oder im Stundenraster + das Recht in bestimmten Grenzen vom Fahrplan abzuweichen)

24
Q

1) Wer erbringt Systemdienstleistungen?

2) Welche Systemdienstleistungen kennst du?

A

1) Netzbetreiber (ÜNB + VNB)

2)
- Betriebsführung (Betrieb der Netze, Bsp. Redispatch 2.0 (Engpass- und Einspeisemanagement), Schalthandlungen)
- Frequenzhaltung (FCR, aFRR, mFRR)
- Schwarzstartfähigkeit / Fähigkeit Inselbetrieb (Versorgungswiederaufbau nach Blackout)
- Spannungshaltung (Bsp. Blindlastmanagement)

25
Q

1) Welche KW-typen verfügen typischerweise über Schwarzstartfähigkeit?

2) Was ist der Unterscheid zwischen Schwarzstartfähigkeit und der Fähigkeit zum Inselbetrieb?

A

1) Wasserkraftwerke, v. A. Pumpspeicherkraftwerke

2)
Schwarzstartfähigkeit
- KW können im Falle eines Blackouts ohne externe Energiezufuhr sich selbst hochfahren
- Die meisten KW könne dies nicht

Fähigkeit zum Inselbetrieb
- KW fällt im Falle eines Blackouts nicht vollständig aus, sondern “fängt sich selbst im Inselbetrieb auf”
- Inselbetrieb bedeutet, dass das KW weiterläuft ohne Strom in das Netz einzuspeisen

26
Q

Beschreibe die Funktionsweise des Regelleistungsmarkts und welche Regelenergiearten es gibt.

A

Regelleistungsmarkt

Funktionsweise
- Systembetreiber (ÜNBs) beschaffen Regelleistung über transparente, diskriminierungsfreie Ausschreibungen (www.regelleistung.net)

Regelenergiearten

Primärregelung (FCR: Frequency Containment Reserve)
–> Frequenz wird stabilisiert
–> Automatische Aktivierung im gesamten Verbundnetz
–> Typische Erbringer: Pumpspeicher, thermische Kraftwerke, Batteriespeicher
- Vollständige Aktivierung <= 30 Sekunden
- Abzudeckender Zeitraum pro Störung: 0 < t < 15 min

Sekundärregelung (aFRR: Frequency Restoration Reserve with automatic activation)
–> Automatische Aktivierung in betroffener Regelzone durch jeweilugen TSO
–> Frequenz wird angehoben/abgesenkt
–> Typische Erbringer: Pumpspeicher, thermische Kraftwerke
- Vollständige Aktivierung <= 5 min
- Abzudeckender Zeitraum pro Störung: 30 Sekunden <= t <= 15 min

Tertiärregelung/Minutenreserve (mFRR: Frequency Restoration Reserve with manual activation)
–> Manuelle Aktivierung in betroffener Regelzone durch jeweilugen TSO
–> Frequenz wird angehoben/abgesenkt
–> Pumpspeicher, thermische Kraftwerke, virtuelle Kraftwerke, abschaltbare Lasten, zukünftig auch Windenergieanlagen
- Vollständige Aktivierung <= 15 Minuten
- Abzudeckender Zeitraum pro Störung 15 min < t < 60 min
(bis zu mehreren Stunden bei mehreren Störungen)

27
Q

Wer zahlt die Kosten für die Systemdienstleistungen inkl. Vorhaltung von Regelleistung?

A

Alle Kosten für Systemdiestleistungen inkl. Vorhaltung von Regelleistung werden von den Netzbetreibern (ÜNB + VNB) über die Netzentgelte an die Verbraucher umgelegt.

28
Q

Was ist Ausgleichsenergie?

Beschreibe wie Ausgleichsenergiekosten umgelegt und berechnet werden.

A

Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie („Ausgleichsenergiemarkt“)

Ausgleichsenergiesystem
- Tech. irrelevant, Abrechungkenngröße
- Bilanzkreisverantwortlichen (BK-V) übermitteln am Vortag die Fahrpläne (Fahrpläne der Last + Fahrpläne der KW (= Dispatch)) ihrer Bilanzkreise an die Bilanzkreiskoordinatoren (BK-K)(ÜNB)
- Wenn die Fahrpläne dann von der tatschlichen Einspeise-/Nachfragemenge abweichen, müssen die BK-K (ÜNB) Regelenergie einsetzen
- Die Kosten für die eingesetzte Regelenergie legen die BK-K auf die BK-V in Form von Ausgleichsenergiekosten um (“Die Regelenergie regelt den Stromfluss – die Ausgleichsenergie den Geldfluss”)
- Für die Bestimmung der Ausgleichsenergiekosten ermitteln die BK-K die Bilanzkreisabweichungen (= Ausgleichenergiebedarf) und den regelzonenübergreifenden Ausgleichsenergiemarkt (reBAP)

Bilanzkreis:
EE + Konv. Kraftwerke + Händler + große Verbraucher
–> Fahrpläne
–> Tatsächliche Lieferung
<– Ausgleichsenergiekosten

29
Q

Bereitstellung von Regelleistung (Regelenergiemarkt)

  • Die “…” beschaffen Regelleistung und -energie in transparenten und diskriminierungsfreien Ausschreibungen.

Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie („Ausgleichsenergiemarkt“)

  • Die Kosten der eingesetzten Regelenergie (Ausgleichsenergiekosten) rechnen “…” ab, die das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch zubeheben.
A

“Übertragungsnetzbetreiber”

“die Übertragungsnetzbetreiber mit den Bilanzkreisverantwortlichen”

30
Q

Die “…” müssen für den störungsfreien Betrieb der Netze Systemdienstleistungen erbringen. Diese umfassen Betriebsführung, Versorgungswiederaufbau, Spannungshaltung, und Frequenzhaltung (v.a. durch Bereitstellung von Regelleistung).

A

“Netzbetreiber (ÜNB und VNB)”

31
Q

Was ist ein Bilanzkreis?

A
  • Bilanzkreiswesen ist ein zentraler Organisationsgrundsatz des deutschen und europäischen Stromsystems
  • Enthält alle Erzeuger und Verbraucher einer bestimmte Region
  • Import und Export
  • Virtuelles Energiemengenkonto, das stets ausgeglichen zu führen ist
  • Bilanzkreisverantwortlichen übermitteln die Fahrpläne (Fahrpläne der Last + Fahrpläne der KW (= Dispatch)) ihres Bilanzkreise an den Bilanzkreiskoordinator (ÜNB)
  • Wenn übermittelten Fahrpläne von den realen Einspeise-/Verbrauchsflüssen abweichen, muss der Bilanzkreiskoordinator (ÜNB) Regelenergie einsetzen
  • Die Kosten für die eingesetze Regeleinergie (= Ausgleichsenergiekosten) stellt der ÜNB den Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung
  • Für die Berechung der Ausgleichsenergiekosten wird der regelzonenübergreifende Ausgleichsenergiepreis (reBAP) und vom Bilanzkreiskoordinator die Bilanzkreisabweichungen (= Ausgleichsenergiebedarf) bestimmt
32
Q

1) Erkläre die Merit-Order.

2) Erkläre das Merit-Order-Modell.

3) Warum können auch negative Strompreise auftreten?

A

1) Merit-Order
- Tatsächliche Einsatzreihnfolge der stromproduzierenden KW am Day-ahead-Markt
- Orientiert sich an den niedrigsten Grenzkosten, aber in der Realität treten Gaming-Effekte (Markups/Markdowns) auf

2) Merit-Order-Modell
- Modell zur Beschreibung des Preisbildungsmechanismus am Day-ahead Markt
- Diagramm: Preis [€/MWh] ~ Strommenge [MWh]
- Angebotskurve
–> Kraftwerke bieten ihre jeweiligen Strommengen zu ihren jeweiligen kurzfristigen Grenzkosten
–> Die Gebote werden nach aufsteigenden Grenzkosten sortiert
- Nachfragekurve
–> Annahme: Kurzfristig konstante (preisunelastische) Nachfrage
- Marktpreis
–> Marktpreis liegt im Schnittpunkt der Angebots- und Nachfragekurve
–> Folglich Einheitspreisauktion (uniform pricing)
–> Marktpreis = Grenzkosten des Grenzkraftwerks (letztes KW, welches zur Befreidigung der Nachfrage benötigt wird)
–> Alle Kraftwerke Grenzkosten < Marktpreis kommen zum Zuge und erwirtschaften Deckungsbeiträge (DB des Grenzkraftwerks = 0)

  • Bei der Merit Order handelt es sich um ein(!) mögliches Beschreibungsmodell eines funktionierenden Strommarkts.
  • Die Merit-Order versucht also zu erklären, wie die Preisbildung auf dem Strommarkt funktioniert; sie ist kein „Gesetz“, das den Kraftwerkseinsatz koordiniert.

Veranschaulichung
- Vgl. Folie 42

3) - Angebot > Nachfrage
- Wenn zusätzliches Angebot kann nicht gedrosselt oder exportiert werden kann, wird es zu neg. Preise angeboten
- D. h. Anbieter zahlen dafür das ihr Strom abgenommen wird
- Warum wird nicht gedrosselt? Ist bei kon. KW (Kohle + Atom) zum Teil technisch nicht/kaum möglich, Mindesterzeugung für Systemleistung notwendig, Erzeuger nimmt an Regelleistungsmarkt teil und darf rechtlich nicht herunterfahren

33
Q

Was wird an der Merit-Order als Beschreibungsmodell des Strommarktes kritisiert?

A

Kritik am Merit-Order-Modell

  • Die langfristige Entwicklung von Strompreisen wird durch das Merit-Order-Modell nicht vollständig abgebildet
  • Dafür müssten Einsatz-, Zubau- und Stilllegungsentscheidungen der Anlagenbetreiber sowie Fixkosten berücksichtigt werden
    (- Kraftwerksbetreiber investieren nicht in Kraftwerke, wenn mit dem Stromverkauf nur die Grenzkosten gedeckt werden könnten.)
    (- Die Investitions- und Rückbaukosten von Atomkraftwerken bilden sich im Merit Order-Modell nicht korrekt ab – ebenso wenig wie die tatsächlichen Gesamtkosten der Erneuerbaren Energien.)
    (- Das Merit-Order-Modell beschreibt in seiner Grundform kein strategisches Gebotsverhalten und Aufschläge auf die Grenzkosten (Markups), die zu Abweichungen von den kurzfristigen Grenzkosten in der Realität führen.)
34
Q

Erkläre den Merit-Order-Effekt.

Was ist daran problematisch?

Warum werden EE trotzdem selbst in einem Strommix aus 100% EE zeitweise noch Gewinne am Spotmarkt erwirtschaften können?

A

Erhöhung der Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien
–> Die annähernd grenzkostenfreie Erzeugung aus Windenergie (und Photovoltaik) erhöht sich
–> Die Merit-Order-Kurve verschiebt sich nach rechts, während die Nachfrage konstant bleibt
–> Im Ergebnis stellt sich ein geringerer Preis ein

Was ist daran problematisch?
- Durch diesen preissenkenden Effekt kannibalisieren EE ihre eigenen Vermarktungserlöse und Deckungsbeiträge.
- Aktuell werden diese Effekte noch durch die Marktprämienzahlung (= AW - MW) verhindert

Warum werden EE trotzdem selbst in einem Strommix aus 100% EE zeitweise noch Gewinne am Spotmarkt erwirtschaften können?
- H2 Rückverstromungs-KW oder BM-KW werden um Ausgleich der Volatilität der EE benötigt, da beidegrenzkostenbehaftet sind, werden diese KW dann zeitweise den market clearing price (= marginal costs >= 0) setzen und damit große Gewinnmargen für EE-Betreiber ermöglichen

35
Q

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

A

Das letzte Kraftwerk (sog. Grenzkraftwerk) setzt mit seinen Grenzkosten den Preis, der somit in einer Einheitspreisauktion bestimmt wird (uniform pricing) und für alle zum Zuge kommenden Marktteilnehmer gilt. Zum Zuge kommen erzeugungsseitig alle Marktteilnehmer mit geringeren Grenzkosten als das Grenzkraftwerk (bzw. mit geringeren Verkaufsgeboten als das letzte bezuschlagte Verkaufsgebot). Alle Kraftwerke mit niedrigeren Grenzkosten als der Preis des Grenzkraftwerks erwirtschaften in der jeweiligen Stunde einen Deckungsbeitrag.

36
Q

Nenne die Bestandteile des Strompreises für Haushalte.

A

Strompreis für Haushalte

  • Steuern, Abgaben, Umlagen
  • Netzentgelte inkl. Messstellenbetrieb
  • Beschaffung, Vertrieb
37
Q

Wahr oder falsch?

Braun- und Steinkohle machen ~80% der CO2 Emissionen der Stromerzeugung aus.

A

Wahr!

38
Q

Was beschreibt die Residuallast?

A

Residuallast = Gesamtlast - Erzeugung EE

39
Q

Ordne die Volllaststunden der folgenden Erzeugungstechnologien:

Kernenergie
Braunkohle
Biomasse
Wind Offshore
Wind Onshore
Erdgas
PV

A

Kernenergie (Grundlast-KW)
> Braunkohle (Grundlast-KW)
> Biomasse
> Wind Offshore
> Erdgas
> Wind Onshore
> PV

40
Q

Welche KW-technologie hat den größten Nettowirkungsgrad?

A

Erdgas (Gas- und Dampfkraftwerk)

58-60%

41
Q

Welche KW-technologie hat besonders geringe spez. Investitionen?

A

Gasturbinen

42
Q

Welche KW-technologie erzeugt die größte Leistung?

A

Kernkraftwerke
(1000-1500 MW)

43
Q

Beschreibe die Kostenstrukturen von EE und konventionellen Strom-KW?

A

EE
- Hohe spez. Investitionskosten (vor allem Wasserkraft und Offshore Wind)
- Grenzkosten = 0
- Teilweise noch steile Lernkurve

Konventionellen Strom-KW
- Geringere spez. Investitionskosten (vor allem Erdgas-KW)
- Signifikante Grenzkosten > 0

44
Q

Stromgestehungskosten

Windenergie Onshore und Photovoltaik-Freiflächen- anlagen

vs.

Steinkohle- und Erdgaskraftwerken

A

Die Stromgestehungskosten von Windenergie Onshore und Photovoltaik-Freiflächen- anlagen erreichen bzw. untertreffen bereits heute die Werte von Steinkohle- und Erdgaskraftwerken.

Prognosen gehen von weiteren deutlichen Kostensenkungen aus.

45
Q

Mit steigendem Anteil von fluktuierenden, erneuerbaren Energien wird auch die Residuallast “…”.

A

“stärker fluktuieren”

46
Q

Beschreibe die Herausforderungen bei den fluktuierenden erneuerbaren Energien bzgl. der Residuallast.

A
  • Residuallast = Gesamtstromnachfrage - Erzeugung aus fluktuierenden EE
  • Mit steigendem Anteil von fluktuierenden, erneuerbaren Energien wird auch die Residuallast stärker fluktuieren
  • Biomasse (+ Geothermie) als steuerbare EE-Erzeugung
  • Residuallast kann auch negative Werte annehmen (–> Abregelung, “Curtailment”, Attraktiv für flexible Verbraucher)
  • Positive Residuallast wird zurzeit überwiegend aus konventionellen Quellen gedeckt
47
Q

Welche Teilmärkte des Elektrizitätsversorgungssystems kennst du?

A

Großhandel
- Strombörse
- OTC Handel

Einzelhandel
- Standardverträge
- Einzelverträge

Regelleistungsmarkt
- Bereitstellung von Regelleistung
- Primär-, Sekundär-, und Tertiärregelung

(Ausgleichsenergiemarkt
- Verrechnung der Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie (= eingesetzten Regelenergie) in den Bilanzkreisen)

48
Q

Was versteht man unter dem Dark Spread und dem Clean Dark Spread?

A

Dark Spread
- Er zeigt die Rohmarge für Kohlekraftwerke an
– Er wird bestimmt durch: Differenz aus Elektrizitätspreis und Kohlepreis durch den Wirkungsgrad des Kraftwerks

Clean Dark Spread
- Hier werden des Weiteren die Kosten für die CO2-Emissionen entsprechend der Emissionsintensität von Kohle und Preis der CO2-Zertifikate berücksichtigt.

49
Q

Was versteht man unter dem Spark Spread und dem Clean Spark Spread?

A

Spark Spread
- Er zeigt die Rohmarge für Gaskraftwerke an
– Wird bestimmt durch: Differenz aus Elektrizitätspreis und Gaspreis durch den Wirkungsgrad des Kraftwerks
(- Er stellt einen energiemengenbasierten Indikator für das Verhältnis von Gas und Strompreis
wieder)

Clean Spark Spread
- Hier werden des Weiteren die Kosten für die CO2-Emissionen entsprechend der Emissionsintensität von Gas und Preis der CO2-Zertifikate berücksichtigt.

50
Q

Wahr oder falsch?

Der durchschnittliche Clean Dark Spread und der durchschnittliche Clean Spark Spread sind in Deutschland immer wieder negativ. Zuletzt sind sie im positiven Bereich stark durch die europäische Energiekrise angestiegen.

A

Wahr!

vgl. Folie 51-52

51
Q

„Missing Money“ – Entwicklung der Deckungsbeiträge auf die Fixkosten für Neubaukraftwerke

Stromerzeugermargen (Deckungsbeiträge auf die Fixkosten = Differenz der durch den Anlagenbetrieb erzielten Stromerlöse und der Betriebskosten für Brennstoffe und Emissionsberechtigungen) sind seit 2008 für alle drei Kraftwerkstypen (Steinkohle-, GuD- und Gasturbinen-KW) stetig “…”.

Ausnahme: Energiekrise ausgelöst durch Russischen Angriffskrieg (ab Feb. 2022)

A

“gesunken”

vgl. Folie 55-65

52
Q

Nenne und beschreibe Einflussfaktoren auf die Entscheidungen der Stromerzeuger.

A

Langfristige Entscheidungen – Strategie
- Kraftwerksinvestitionen, Stromgestehungskosten
- Energieträgerportfolio

Kurzfristige Faktoren – Angebot und Nachfrage
- Status des Kraftwerksparks (Revisionen etc.)
- Wetterprognosen
- Speicherstände
- Marktverhalten und Spekulation von Wettbewerbern

Preise und Kosten
- Energieträgerpreise
- CO2-Preise
- Grenzkosten der Erzeugung - Wechselkurse

Rahmenbedingungen
- Atomausstieg
- EE-Ausschreibungen

53
Q

Erklären Sie, warum Kapazitäts- und Erzeugungsmix in Deutschland nicht miteinander übereinstimmen und welcher Zusammenhang besteht.

A

Gründe für Abweichungen zwischen Kapazitäts- und Erzeugungsmix
- Dargebotsabhängigkeit erneuerbarer Energien → hohe installierte Leistungen
- Unterschiedliche Kostenstrukturen der Kraftwerke bedingen unterschiedliche Auslastung (Volllaststunden)

54
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.

Nennen Sie die Kritikpunkte, warum diese Einteilung nicht mehr zeitgemäß erscheint.

A

Lastbereiche der Kraftwerke (historisch)

Grundlastkraftwerke
- Kernenergie, Braunkohle-KW
- Höhere spez. Investitionskosten
- Geringere Grenzkosten
–> Sehr hohe Vollbenutzungsstunden (ca. 6.000 - 8.000 h/a)
- Technische Charakteristika: hohe Nennleistungen (Leistungsbereiche bis > 1 GW); schlechtere Flexibilitätseigenschaften

Mittellastkraftwerke
- Steinkohle-KW
- Mittlere spez. Investitionskosten
- Mittlere Grenzkosten
–> Mittleren Volllbenutzungstunden (ca. 3.500 – 6.000 Stunden pro Jahr)
- Technische Charakteristika: geringere Nennleistungen (ca. 600 MW), bessere Flexibilitätseigenschaften als Grundlastkraftwerke

Spitzenlastkraftwerke
- Erdgas und z.T. ölgefeuerte KW (insbesondere Gasturbinen)
- Geringere spez. Investitionskosten
- Höhere Grenzkosten
–> Niedirge Vollbenutzungsstunden (ca. 1.000 – 3.000 Stunden pro Jahr)
- Technische Charakteristika: geringe Nennleistungen und Skalierbarkeit (< 100 MW bis 2 x 400 MW), schnelles An- und Abfahren und sehr gute Flexibilitätseigenschaften

Kritik:
- Die Charakterisierung Grund-, Mittel- und Spitzenlast ist eigentlich rein nachfrageseitig.
- Durch die Energiewende nimmt die Auslastung der Kraftwerke ab und diese müssen flexibel betrieben werden. Die Trennung zwischen Grund-, Mittel- und Spitzenlast verschiebt sich zunehmend zugunsten der Residuallastdeckung, die nur begrenzt tageszeitliche Ausprägungen aufweist (tageszeitliches Profil der Photovoltaik, zufällige Fluktuationen bei Wind).

55
Q

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

A

Unterschiede konventionelle Kraftwerke und fluktuierende erneuerbare Erzeugungsanlagen in Kostenstrukturen und CO2-Emissionen

Konventionelle Kraftwerke:
- Grenzkostenbehaftet (u.a. Brennstoffkosten & CO2-Zertifikatskosten); unterschiedliche Höhe der Grenzkosten je nach Technologie → Kernenergie und Braunkohle mit den geringsten, Erdgas und Öl mit den höchsten Grenzkosten
- Kapitalkosten unterschiedlich ausgeprägt, bezogen auf die erzeugte Strommenge geringer als bei fluktuierenden erneuerbaren Energien
- Spezifische CO2-Emissionen abhängig vom Brennstoff (und Wirkungsgrad) → bei Gas ca. 300-400 g CO2/kWh, bei Steinkohle ca. 900 g CO2/kWh, bei Braunkohle mehr als 1.000 g CO2/kWh

Fluktuierende erneuerbare Energien (Wind, PV, Laufwasser):
- Annähernd grenzkostenfrei (bis auf Kosten für Wartung, Anlagenbetrieb)
- Kapitalkosten sehr hoch bezogen auf die erzeugte Strommenge
- Keine spezifischen CO2-Emissionen (bezogen auf die erzeugte Strommenge; CO2-Emissionen zur Anlagenherstellung nicht erfasst)

56
Q

Die wichtigsten europäischen Strombörsen sind die “…” (Terminmarkt), die “…“(Spotmarkt) sowie “…” (Spotmarkt nordische Länder und Europa). Es existieren eine Vielzahl weiterer Börsenplätze.

Der Endkundenpreis setzt sich aus einer Reihe weiterer Preisbestandteile neben den Beschaffungskosten am Großhandelsmarkt zusammen. Bei Haushaltskunden hatten staatlich regulierte Preisbestandteile (EEG-Umlage, Steuern/Abgaben, Netzentgelte) vor der Energiekrise (2022/2023) einen Anteil von etwa “…” des Preises.

A

“EEX (in Leipzig)”

“EPEX Spot (in Paris)”

“Nord Pool Spot”

“drei Vierteln”

57
Q

Der Begriff “…” bezeichnet einen Ausgleichsvorgang im Energieübertragungsnetz. Die Aufgabe der “…” besteht darin, ein Gleichgewicht zwischen erzeugter und verbrauchter elektrischer Wirkleistung zu wahren. Im normalen Betrieb sollen die kontinuierlich auftretenden, kleinen Lastschwankungen ausgeglichen werden. Außerdem soll nach größeren Störungen möglichst schnell die Sollfrequenz wieder hergestellt werden.

Jedes Ungleichgewicht in der Leistungsbilanz führt unmittelbar zu einem Abweichen der Netzfrequenz von der Sollfrequenz. Um eine gleichbleibende Frequenz von 50 Hz zu wahren, wird Regelleistung aktiviert, mit der kontinuierlich auftretende Leistungsüberschüsse und Leistungsdefizite ausgeglichen werden. Weiterhin stellt die “…” sicher, dass die Austauschleistung auf den Kuppelleitungen zwischen den einzelnen Regelzonen auf die vereinbarte Austauschleistung zurückgeführt wird.

A

“Leistungs-Frequenz-Regelung”