Die Auswirkungen der Energiewende auf die - TFD - …...2013/10/04 · Ringvorlesung...

Ringvorlesung „Transformation des Energiesystems“Leibniz Universität Hannover

10. April 2013

„ Die Auswirkungen der Energiewende auf die Energieversorger“

Michael Kranzenercity

Ringvorlesung „Transformation des Energiesystems_2013 - 10.04.2013 2

Agenda

AllgemeinEntwicklung Stromerzeugung Wind und FotovoltaikGesicherte und ungesicherte LeistungsbereitstellungStrommarktpreise durch Angebot und NachfrageResiduallast

Auswirkungen auf Wirtschaftlichkeit von KraftwerkenSpreadFixkosten Beispiel GuD-AnlageSituation Strommarkt

RegelenergiebedarfAktuelle Situation, Ausblick

Auswirkungen der Energiewende auf StrompreiseAktuelle EEG-UmlageEntwicklung der Haushaltsstrompreise und deren Zusammensetzung


EE Ziele der Energiewende:Wind und PV leitend


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Nutzung der Fotovoltaik in Deutschland

Quelle: BMU Publikation “Erneuerbare Energien in Zahlen“1992-2010 (Stand: Dez. 2011)Bundesnetzagentur 2013

Installierte Leistung in MWaus Fotovoltaikanlagen in Deutschland


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gesamte installierte Leistung in Megawatt

Stand der installierten Windleistung und jährlicher Neubau

Stand: 2012Leistung: 31.308 MWQuelle: DEWI/BWE

Quelle: DEWI/BWE


installierte Leistung der EEG -Anlagen bis 2017

maximale Last: ca. 80.000 MW

minimale Last: ca. 35.000 MW


20,3 16,9

21,219,3

29,525,4

22,1

16

6,3

3,5

9,7

7,2

51,1

4,85,14,86,4

50,8

80,6

12,5

Verfügbare Leistung gesicherte Leistung Last

installierte Leistung vs. gesicherte Leistung

Verbleibende Leistung

Last

Reserve f. System-DLAusfälleRevisionen

Nicht einsetzbare Leistung

verfügbare Leistung160,2 GW

gesicherte Leistung93,1 GW

Sonstige Erneuerbare

WasserkraftSonstige

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie

Leistungsbilanz-Vorschau Januar 2011, 19:00h auf Ba sis AtG 2010 gemäß System Adequacy Forecast 2011 – 2025 (entso-e)

Quelle: bdew

Entso-e aktuell2012: -1,02015: 3,72020: 2,2


Zwischenfazit (1)

Der Ausbau der volatilen Erneuerbaren, insbesondere Wind und Fotovoltaik schreitet massiv voran.

Die Summe dieser nicht sicher verfügbaren Kapazitäten hat mittlerweile die maximale Netzlast in Deutschland fast erreicht.

Die verbleibende Leistung in der Leistungsbilanz der entso-e ist auf ein bisher nicht erreichtes Maß gesunken. Auch in den kommenden Jahren wird sich das aus heutiger Sicht nicht ändern.

Es sind auch weiterhin sicher verfügbare Kraftwerkskapazitäten zur Systemsicherheit und damit Versorgungssicherheit erforderlich. Ein länderübergreifender Stromaustausch ist keine sichere Lösung, weil die Netzlasten sehr gleichzeitig auftreten. ( Südeuropa heizt tlwse. mit Strom )


Residuallast und Strommarktpreise

Residuallast: lat. Residuum „Rest“Die Residuallast bildet die Restlast oder Restnachfrage ab, die bei einer bestimmten Nachfragelast der Kunden nach Abzug der volatilen EE-Einspeisungen verbleibt.

Strommarktpreis: ( EOM energy only market )Der Strommarktpreis bildet sich aus dem Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage. Das Angebot wird von Kraftwerksbetreibern( physisch ) bereitgestellt, die Nachfrage durch den Lastbedarf der Verbraucher. In der Vergangenheit gab es eine eindeutige Korrelation zwischen Last und Strommarktpreisen.Heute und zukünftig werden die Strommarktpreise durch die Residuallast bestimmt, damit sind die Strommarktpreise zunehmend von der Nachfrage entkoppelt.


Preisbildung am Beispiel von Grenzkosten

In der Stromerzeugung müssen mindestens die energieträgerabhängigen Grenzkosten je Kraftwerkstyp erlöst werden. Andernfalls ist selbst der kurzfristige Betrieb unwirtschaftlich. Diese Preise sind aus Erzeuger-perspektive zu sichern.

Grenzkosten in €/MWh

Menge

Angebot

Kern-energie

Stein-kohle

Braun-kohle

GasSpeicher

Wasser

Nachfrage =f (t)

Quelle: Prof. Dr.-Ing Klaus Dieter Maubach, Vorlesung Elektrizitätswirtschaft, TU Clausthal


Netzlast ¼ StundenBeispieltag 25. Mai 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

25.05.2012 00:00 25.05.2012 06:00 25.05.2012 12:00 25. 05.2012 18:00 26.05.2012 00:00

[GW

]

Netzlast


Netzlast ¼ StundenWind und Solar, 25.Mai 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

25.05.2012 00:00 25.05.2012 06:00 25.05.2012 12:00 25. 05.2012 18:00 26.05.2012 00:00

[GW

]Netzlast

Wind

Solar

Residuallast

Wind

PV

Netzlast


Residuallast ¼ Stunden25. Mai 2012

0

10

20

30

40

50

60

25.05.2012 00:00 25.05.2012 06:00 25.05.2012 12:00 25. 05.2012 18:00 26.05.2012 00:00

[GW

]

Netzlast


Aus Dromedar …

Bisheriges Tagespreisgefüge:


… wird Trampeltier!

Kommendes Tagespreisgefüge:


Verlauf der Residuallast und korrespondierende Erzeugungsleistung aus EE-Anlagen

(c) & (e) Verlauf Residuallast (d) & (f) Erzeugungsleistung EE

Quelle: Pellinger, et. al. Lastganganalyse zur Bestimmung der Wechselwirkungen ausgewählter Speichersysteme


Die Residuallast als wesentliche Einflussgröße für die EEX-Preise

Quelle:FfE


Peak/Base - Verhältnis

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Jahresmittelwerte Tagesmarkt Peak/Base


Zwischenfazit (2)

Heute und zukünftig werden die Strommarktpreise durch die Residuallast bestimmt, damit sind die Strommarktpreise zunehmend von der Nachfrage entkoppelt.

Durch die rasanten Ausbau der Fotovoltaik ist die Residuallast im Sommerhalbjahr insbesondere zu den Hochlast- und ehemals Hochpreiszeiten systematisch niedrig. In der Folge sinken die Peakpreise am Strommarkt dramatisch.


Wirtschaftlichkeit von KraftwerkenGreen Spark SpreadStrompreis Peak vs. Grenzkosten

Strom-Markt-preis

Nebenkosten

CO2

Gaspreismit η

Grenzkosten

Spread


Fixkosten KWKostenvergleich, ohne Gewinn

5030

10

4520 a6 %

7020 a6 %

15520 a6 %

Kohle GuD GT

Jahresnutzungsgrad [%] 43 55 33

Neubau

Investkosten [€/kW] Σ Fixkosten [€/kW,a]

6040

15

Kohle GuD GT

Bestand

1800205

800100

50055

37

60

50

40

29

15

Keine Anuität � voll abgeschriebenhöhere Betriebskosten wg. mehr Personalu. Wartung/Instandhaltung

Betriebskosten

Kapitalkosten


Erforderlicher Spread zur Fixkostendeckung

GuD – Fixkosten, Bestand 40 EUR/ kW,a→ 40 TEUR/ MW,a

GuD – Fixkosten, Neubau 100 EUR/ kW,a→ 100 TEUR/ MW,a

NeuBestand

100,0033,3320,0014,28

40,0013,338,005,71

1.0003.0005.0007.000

Erforderlicher Spread [EUR/MWh]Volllaststunden [Vbh/a]


40

60

80

100

120

140

160

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Kohle-neu

GuD-neu

GT-neu

Kohle-Bestand

GuD-Bestand

GT-Bestand

Strom-Erlös

Kostendeckung Neu- und BestandsanlagenPrinzipielle Marktsituation

Vol

lkos

ten

[EU

R/M

Wh]

Stunden [h]

Entwicklung Beschäftigung

Verlauf wird

flacher

durchschn. spez. Erlösebei jeweiliger Einsatzzeit


Strommarktpreisverlauf und Deckungsbeiträge

8760

GK

DB Zukunft

DB früher

Grenzkosten steigen infolgeTeillast, An- u. Abfahrten

DB ↓↓ gleichzeitig steigen Betriebskosten infolge Verschleiß

� Anlagen können fixe Kosten nicht decken !

EUR/MWh

h/a

Kurvenverlauf wird flacher � Peak/Base-Verhältnis ↓

Strom MP früher

Strom MP Zukunft


Green Spark Spread

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

01/11 04/11 07/11 10/11 01/12 04/12 07/12 10/12 01/13

EU

R/M

Wh

2014 2015 2016

- ohne Nebenkosten- EtaGas = 56 %


Zwischenfazit (3):

� Beginn Liberalisierung � Überkapazitäten

� Seit 2005 Emissionshandel � tlwse. bleiben Blöcke in Betrieb um Emissionsrechte zu erhalten (?)

� Missing Money-Problem absehbar� das letzte Kraftwerk zur Deckung der Stromnachfrage muss

Vollkosten erwirtschaften (sonst geht es aus dem Markt)

� Neuinvest � wirtschaftlich absolut nicht darstellbar

� aber auch Weiterbetrieb bestehender Anlagen wird schwierig werden

� Der „Kilowattstunden- oder energy-only-market“ gerät an seine Grenzen, ein neues Strommarktdesign ist erforderlich, vorgehaltene sicher verfügbare Erzeugungskapazität muss vergütet werden


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

Tag

Tag

esm

axim

um M

W

Jan 12

Jan 11

Prognoseabweichung Wind MW; 19. Januar 12

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

1 3 5 7 9 1 1 1 3 1 5 1 7 1 9 2 1 2 3 2 5 2 7 2 9 3 1 3 3 3 5 3 7 3 9 4 1 4 3 4 5 4 7 4 9 5 1 5 3 5 5 5 7 5 9 6 1 6 3 6 5 6 7 6 9 7 1 7 3 7 5 7 7 7 9 8 1 8 3 8 5 8 7 8 9 9 1 9 3 9 5

505 Eingriffe34 Eingriffe

Prognose – Einspeisung => Abweichung

Quelle: tennet

RegelenergieTenneT Netzsituationen nach § 13.1 EnWG Januar 2011/12


!

!

!

!

!

Netzausbau bestimmt das Tempo der Energiewende

Tage

Ereignisse

2003 2 2

2004 14 15

2005 51 51

2006 105 172

2007 185 387

2008 144 228

2009 156 312

2010 161 290

2011 308 1024

Eingriffe der TenneT-Netzführungzur Gewährleistung der Netzsicherheit

Übertragungsnetze sind keine „Kupferplatte“ und basi eren auf historisch gewachsener verbrauchsnaher Erzeugun g

Veränderte Erzeugungslandschaft erhöht die Transportentfernung

Quelle: tennet


EE - Einspeisung übersteigt Last

Einspeisevolatilität Wind/PV„TenneT 2012“ 19.01.2012 - 27.01.2012

Quelle: tennet


Entwicklung der maximalen Leistungsgradienten

Konventioneller Kraftwerkwerkspark mit hohen Leistungsänderungsgeschwindigkeiten für Ausgleich e rforderlich!

Einspeisevolatilität Wind und PV 2011 bis 2020

Quelle: tennet


Regelleistungsvorhaltung - zukünftige Entwicklung von Bedarf und Angebotsoptionen

Quelle: r2b consulting


Bereitstellung negativer Regelleistung durch konventionelle Kraftwerke

Konventionelle Kraftwerke müssen mit technischer Mindestleistung zzgl. negativer Regelleistungsvorhaltung erzeugen, um (rotierende) Reserve

bereitstellen zu können!


Bereitstellung positiver Regelleistung durch konventionelle Kraftswerke

Konventionelle Kraftwerke müssen mit technischer Mindestleistung erzeugen, um rotierende Reserve bereitstellen zu können!


Zwischenfazit (4)

Der Bedarf an Regelenergie steigt stark. In der Vergangenheit mussten Lastschwankungen und gelegentliche Kraftwerksausfälle ausgeregelt werden.

Heute und zukünftig müssen zusätzlich die stark volatilen Erzeugungen von Wind und FV ausgeregelt werden. Deren eigene Regelfähigkeit wird steigen, aber gleichzeitig steigt ihre installierte Kapazität, damit wird der absolute Regelenergiebedarf weiter zunehmen.

Stromspeichertechnologien sind in der Zukunft eine mögliche Lösung, um den Regelenergiebedarf aus konventionellen und virtuellen Kraftwerken zu reduzieren. Sie sind aber eher eine mittel- bis langfristige Option. Aktuell und für die nächsten 2 Dekaden muss diese Aufgabe von Kraftwerken übernommen werden.


Strompreis für Haushalte 2012 und 2013: Staatliche Steuern, Abgaben und Umlagen

Quelle: bdew; Angaben in ct/kWh bei einem Verbrauch von 3.500 kWh


Durchschnittlicher Strompreise eines Drei-Personen-Haushaltes in ct/kWh

Quelle: bdew


Fazit

Energieversorger mit eigenen Kraftwerken sind von der aktuellen Marktsituation negativ betroffen. Die Erlöse am Strommarkt reichen in einigen Fällen nicht aus um die Fixkosten zu decken. Hiervon betroffen sind insbesondere neue Kraftwerke, deren Kapitaldienst zusätzlich gedeckt werden muss.

Es ist ein neues Strommarktdesign erforderlich. Die vorgehaltenegesicherte Erzeugungskapazität ist für die Versorgungssicherheit von besonderer Bedeutung. Dieser Wert wird bislang nicht vergütet.

Energieversorger ohne eigene Erzeugungskapazitäten profitieren von der aktuellen Marktlage, da sie ihren Strombedarf an den Börsen relativ preiswert decken können.

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

[email protected]

0511 430 3372

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