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07-08 | 2015

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Special Erneuerbare

Special Erneuerbare Energien Direktvermarkter kann sich aufs Kerngeschäft konzentrieren Was leisten e/e.kompakt und AVE? „Unser Produkt bietet ein komplettes IT- und Dienstleistungspaket für Direktvermarkter, um den gesamten Lebenszyklus einer EE-Anlage zu betreuen“, erläutert Hefter, „vom Vertragszugang beim Direktvermarkter, über die Abrechnung in den verschiedenen EEG-Modellen, die Marktkommunikation, EDM-Dienstleistungen sowie den Kundenservice über alle Kommunikationskanäle.“ Sabine Richter, bei AVE Teamleiterin im Servicemanagement und mitverantwortlich für die Einführung des neuen Produktes, ergänzt: „Um all das braucht sich ein Direktvermarkter nicht zu kümmern, sondern er kann sich ganz auf sein Kerngeschäft konzentrieren.“ „Ohne das zusätzlich erforderliche Personal und die IT minimiert er zudem seinen Fixkostenblock und das Ausstiegsrisiko. Wenn man so will, handelt es sich um ein Rundum-Sorglos-Paket“, erklärt Hefter weiter. Auch kostenmäßig fahre ein Kunde gut mit e/e.kompakt, betont Andrea Arnold. „Das Vergütungsmodell bezieht sich immer auf eine Anlage. Das ist transparent und bietet ein hohes Maß an Kalkulationssicherheit. Zudem können wir Skalierungseffekte erzielen und als Kostenvorteil an unsere Kunden weiterreichen, wenn wir diesen Service für eine Reihe von Direktvermarktern erbringen. Außerdem garantieren wir ein Höchstmaß an IT- und Rechtssicherheit.“ Steffen Hefter ist zuversichtlich, schon bald erste Kunden für das neue Produkt unter Vertrag nehmen zu können. Das Interesse daran sei groß, das Feedback aus dem Markt ausschließlich positiv. Der wachsende Handlungsdruck werde die aktuell noch bestehende Hemmschwelle bei potenziellen Anwendern in absehbarer Zeit abbauen (siehe auch Interview). „Mit einem in dieser Form bislang einzigartigen und vorzeigbar funktionierenden Produkt sind wir auf jeden Fall schon heute startklar.“ i www.ave-online.de Entwicklung der Stromkosten und Versorgungssicherheit ohne den Ausbau erneuerbarer Energien Deutschland ohne erneuerbare Energien? ENERGIEWIRTSCHAFT | In Öffentlichkeit und Medien ist die Diskussion um zu hohe Kosten erneuerbarer Energien allgegenwärtig. Doch wie hätten sich die Strompreise und die Versorgungs - situation entwickelt, hätte es den rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien nicht gegeben? Deutschlands Endverbraucher und insbesondere die von der EEG-Umlage befreiten stromintensiven Betriebe profitieren derzeit von historisch niedrigen Strompreisen an der Leipziger Strombörse EPEX. Wie sich das Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage und damit die Preisbildung an den deutschen Strommärkten ohne das Überangebot an Wind- und PV-Strom geändert hätte, zeigen die Ergebnisse eines Diskussionspapiers der Friedrich- Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg. Betrachtet wurden die Jahre 2011 bis 2013. O:\Bilder\BWK\2015\07_2015\EE-BA8866 Dillig_A.tif Autoren Dipl.-Ing. Marius Dillig, Jahrgang 1982, Studium des Maschinenwesens an der TU München. Seit 2011 Wissenschaftlicher Mitarbeiter am Lehrstuhl für Energieverfahrenstechnik an der Universität Erlangen-Nürnberg. i marius.dillig@fau.de Prof. Dr.-Ing. Jürgen Karl, Jahrgang 1966, Studium der Verfahrenstechnik an der TU München. Inhaber des Lehrstuhls für Energieverfahrenstechnik an der Universität Erlangen-Nürnberg. i juergen.karl@fau.de Rund 40 % des in der Bundesrepublik Deutschland erzeugten Stroms werden von den Elektrizitätsunternehmen derzeit über den Spotmarkt der europä ischen Strombörse EPEX Spot vermarktet. Die insgesamt in Deutschland gehandelte Strommenge entspricht mehr als dem Zehnfachen der tat- 32 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 7/8

Erneuerbare Energien Special sächlichen Erzeugung. Trotz der vergleichsweise geringen Handelsvolumina gilt der Spotmarkt der EPEX als Leitbörse, und die im „Day- Ahead“-Handel des Spotmarktes ermittelten Handelspreise werden als maßgeblich für die Preisbildung gewertet und gemeinhin als Referenzpreise für die Strompreisentwicklung zitiert. Bild 1 zeigt die Entwicklung des vierteljährlich gemittelten Baseload- Strompreises der EPEX, der als Referenzpreis für die Berechnung der EEG-Umlage dient. Der Strompreis unterlag in den letzten Jahren starken Schwankungen und stieg insbesondere 2005 und 2008 stark an. Zu den eigentlichen, an der Strombörse gebildeten Strompreisen addieren sich in den letzten Jahren die auf die Endverbraucher umgelegten Kosten für die Einspeisevergütung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Die EEG-Umlage stieg seit 2010 von 2,05 Ct/kWh auf geschätzte 6,24 Ct/kWh für das Jahr 2014. Nicht beachtet wird in der Öffentlichkeit vielfach die Tatsache, dass in Folge des hohen Angebots erneuerbarer Energien der Trend der in den Jahren 2000 bis 2008 stark steigenden Strompreise gebrochen und umgekehrt wurde. Das Diskussionspapier „Deutschland ohne erneuerbare Energien“ der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen- Nürnberg (FAU) [1] zeigt auf Basis einer Analyse historischer Angebots- und Nachfragekurven, wie sich ein Fehlen der Wind- und PV-Erzeugungskapazitäten im Day-Ahead-Handel des Spotmarktes auf die Strompreise ausgewirkt hätte. Die FAU-Studie verwendet dazu historische Daten der Leipziger Strombörse und berechnet aus realen Angebots- und Nachfragedaten der letzten Jahre die Strompreise, die sich an der Börse eingestellt hätten, wenn es in den Jahren 2011 bis 2013 keine Einspeisung aus Wind und Photovoltaik gegeben hätte. Das Ergebnis zeigt das, was die Gesetzmäßigkeit von Angebot und Nachfrage ohnehin nahe legt: Aufgrund des Überangebots an Strom fielen die Strompreise – zuletzt auf 3,78 Ct/kWh im Jahr 2013. Ohne Erneuerbare hätte ein weitaus geringeres Stromangebot das Preisniveau etwa auf 9 Ct/kWh im Jahr 2013 steigen lassen. Strompreise sind nicht die Erzeugungskosten Die Strompreise bilden sich bei einer Auktion an den Strombörsen zunächst unabhängig von den tatsächlichen Erzeugungskosten. Berücksichtigt werden durch die so genannte Merit Order nur die variablen Stromerzeugungskosten eines Kraftwerks – also die Grenzkosten des augenblicklichen Kraftwerksbetriebs. Kapitaldienst und Personalkosten bleiben unberücksichtigt. Zum Zuge kommen dann bei den stündlichen Auktionen Anlagen mit möglichst niedrigen Brennstoffkosten, also zunächst Kernkraft-, Braun- und Steinkohlekraftwerke, dann Gas- und Ölkraftwerke, bis die bestehende Nachfrage gedeckt werden kann. Die erneuerbaren Energien sowie einige wärmegeführte KWK-Anlagen werden dazu noch privilegiert eingesetzt. Der für alle gültige Marktpreis bildet sich aus den Grenzkosten der letzten noch zum Einsatz kommenden Erzeugungseinheit und ist somit unabhängig von den Erzeugungskosten der anderen Anlagen. Der Marktpreis wird also von den Brennstoff- und An- und Abfahrkosten des jeweils teuersten notwendigen Kraftwerks bestimmt. Der preismindernde Effekt erneuerbarer Energien, in der Literatur als Merit-Order- Effekt diskutiert, ist breit akzeptiert. Einige Autoren verwenden Gleichgewichtspreise und -mengen der Spotmärkte, um den marginalen Effekt zusätzlicher Erzeugungskapazität abzuschätzen. Die FAU- Studie wählt einen tiefergehenden Ansatz, der über die reine Betrachtung von Marktgleichgewichtspreisen hinausgeht. Um den Einfluss erneuerbarer Erzeugung auf die Strompreise abzuschätzen, wurden komplette aggregierte historische Angebots- und Nachfragekurven herangezogen (Bild 2). Der Schnittpunkt zwischen Angebots- und Nachfragekurve bildet dabei jeweils für jede Auktion den Marktpreis (Clearing). Die Daten der Day-Ahead-Spot-Auktionen beinhalten also Informationen der historischen Angebots- Nachfrage-Situation und erlauben eine Schätzung des Einflusses einer Veränderung der Erzeugungskapazität an den Elektrizitätsmärkten. Aufgrund der Tatsache, dass sich Erzeugungskapazitätsdaten meist auf Anlagen > 100 MW beziehen und diese relevant für Betrachtungen des Marktgeschehens sind, wurden Kapazitäten < 100 MW hier nicht berücksichtigt. In einem Szenario, in dem keine Windund PV-Erzeugungsleistung zur Verfügung gestanden hätte, müsste zur Sättigung der Nachfrage eine zusätzlich Erzeugungskapazität zur Verfügung stehen, was eine Verschiebung der Nachfragekurve gemäß Bild 2 zur Folge gehabt hätte. Da allerdings diese historischen Angebotskurven sich an der erwarteten Versorgungs- und Nachfragesituation orientieren, sind die stündlichen Angebotskurven nicht notwendigerweise ein Abbild der gesamten einsetzbaren Erzeugungskapazität. Aus diesem Grund war es notwendig, daraus eine Grenzkostenkurve zu bestimmen, die die gesamte nicht-erneuerbare Erzeugungskapazität bestimmt. Aus der stündlichen Angebotskurve und den minimalen Gleichgewichtpreisen zu einem bestimmten Handelsvolumen lässt sich diese Grenzkostenkurve für die deutsche Erzeugungskapazität (> 100 MW) abschätzten (Bild 3). Für die numerische Analyse wurde die Grenzkostenkurve des minimalen Angebotspreises in Abhängigkeit der angebotenen Menge approximiert. Aus diesen Grenzkosten kann nun konservativ für jede angenommene Leistungssteigerung die resultierende Preissteigerung ermittelt werden. Die EEX und EPEX Spot stellen Daten für Gleichgewichtspreise und Lastmengen für Wind, PV und konventionelle Kraftwerke > 100 MW für alle 8 760 h/a zur Verfügung. Bild 4 zeigt historische Gleichgewichtspreise in Deutschlands Day-Ahead-Spot-Markt für 2013. Ordnet man diese Preise anhand der (gesamten) konventionellen Erzeugungsmengen mit einer Leistung über 100 MW, erhält man ebenfalls in etwa eine Merit-Order-Kurve der konventionellen Erzeugung Deutschlands. Größere abgerufene konventionelle Erzeugungsleistung führte zu höheren Marktpreisen. Allerdings zeigt die große Streuung der Werte, dass der Gleichgewichtspreis nicht allein von der Leistung abhängt, sondern auch mit der Tageszeit, Jahreszeit und Lastgradienten variiert. Bild 4 zeigt den für das Szenario ohne Wind und PV rekonstruierten Leistungsbedarf und die daraus rekonstruierten Preiserhöhungen. Deutsche Endverbraucher sparten im Jahr 2013 etwa 11 Mrd. € Bild 5 zeigt die Entwicklung der mit den aktuellen Leistungen gewichteten Jahresdurchschnittswerte dieser Strompreise. Während der Durchschnittspreis der historischen Marktpreise von 5,16 Ct/kWh BWK Bd. 67 (2015) Nr. 7/8 33

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