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07-08 | 2015

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Special Erneuerbare

Special Erneuerbare Energien Bild 2 Stundenaktuelle Angebots- und Nachfragepreise und prognostizierte Einspeisung für Wind und Photovoltaik vom 15. Januar 2013, 8 bis 9 Uhr morgens. Bild 1 Durchschnittlicher Preis des Baseload-Stroms an der EPEX Spot pro Quartal (Referenzpreis für die EEG-Umlage). Bild 3 Erzeugung der Grenzkostenkurven des konventionellen Kraftwerksparks auf Basis der Spotmarktangebote. Die Grenzkostenkurve repräsentiert den für jede Leistung jeweils minimalen realisierten Handelspreis und die darüber hinausgehenden minimalen Angebotspreise des Jahres 2013. im Jahr 2011 auf 3,68 Ct/kWh im Jahr 2013 fiel, hätten sich ohne PV und Winderzeugung signifikant höhere Preise ergeben. In einem Szenario ohne diese erneuerbare Kapazität, in dem konventionelle Kraftwerke die gesamte Strommenge hätten zur Verfügung stellen müssen, wären die durchschnittlichen Marktpreise auf 8,39 Ct/kWh bzw. 9,07 Ct/kWh gestiegen. Eine Reduktion der EEG-Umlage wurde der energieintensiven Industrie zugesprochen. Da in etwa ein Drittel des deutschen Stromverbrauchs einen so privilegierten Stromverbrauch darstellt und keinen Beitrag zur EEG-Umlage trägt, haben die sich ergebenden Einsparungen keinen Einfluss auf private Haushalte und kleine Verbraucher. Große, privilegierte Verbraucher, wie energieintensive Betriebe der Chemie-, Papier-, Stahl- und Zementindustrie profitieren exklusiv von den sich ergebenden Einsparungen. In einem Szenario ohne erneuerbare Einspeisung hätte sich der Strompreis für diese privilegierten Verbraucher mehr als verdoppelt. Der Hauptgrund für diesen Effekt resultiert daraus, dass die konventionelle Kapazität nicht länger die gesamte Nachfrage zu jedem Zeitpunkt decken kann und Knappheitsmomente, mit stark signifikant steigenden Preisen entstehen. Nimmt man die gesamte deutsche Stromerzeugung als Basis, so ergeben sich Einsparungen von 19,6 Mrd. € im Jahr 2011 bis 31,6 Mrd. € in 2013. Dies übersteigt die Kosten der EEG-Umlage und sorgt für eine Netto-Einsparung für die deutschen Letztverbraucher durch Wind und PV in Höhe von 11,2 Mrd. €. Preissteigernde und preismindernde Effekte Naturgemäß vernachlässigt der vorgestellte Ansatz einige preismindernde und preissteigernde Effekte. Aufgrund der Tatsache, dass sich nicht einfach eine „durchschnittliche Grenznachfragekurve“ ähnlich der bereits beschriebenen Grenzangebotskurve erzeugen lässt, berücksichtigt der Ansatz nicht die Elastizität der Nachfrage. Hohe Preise hätten in der Realität dazu geführt, dass Verbraucher ihren Stromverbrauch reduzieren oder Versorgung aus anderen (zum Beispiel externen Märkten) suchen. Der zweite Effekt entsteht durch Versorgungssituationen, in denen die Nachfrage die maximale Angebotsmenge überschreitet. Diese Situationen wurden nicht berücksichtigt, um eine Überschätzung der durchschnittlichen Preise zu vermeiden. Fehlerabschätzungen (Bild 6) zeigen, dass sich beide Effekte in etwa kompensieren. Hinzu kommen preissteigernde Effekte, wie zum Beispiel der Preiseinfluss zusätzlicher Nachfrage am Erdgasmarkt sowie preismindernde Effekte, die sich gegebenenfalls aus dem Zubau konventioneller Erzeugungskapazität ergeben hätten. 34 BWK Bd. 67 (2015) Nr. 7/8

Erneuerbare Energien Special Bild 4 Geschätzte Grenzkostenkurve aus den Angebotsdaten am Day-Ahead-Spot für nicht-erneuerbare Erzeugungskapa - zität. Blaue Punkte geben die historischen Marktpreise an, die roten Punkte die rekonstruierten Preise in einem Szenario ohne Wind- und PV-Leistung. Bild 6 Abschätzung der vernachlässigten Einflüsse auf den Durchschnittspreis in 2013. Bild 5 Anteil der Erzeugung an den Strombezugskosten privilegierter (von der EEG-Umlage befreiter) und nicht privilegierter Letztverbraucher (links) und Gesamtkosten der EEG-Umlage und rekonstruierte Mehrkosten mit und ohne die Einspeisung von Wind und Photovoltaik (rechts). Erneuerbare Energien erhöhen die Versorgungssicherheit Signifikant sind auch die kritischen Situationen, an denen die Nachfrage das Angebot überstiegen hätte (Bild 7). Im Jahre 2013 wäre dies für 269 Stunden der Fall gewesen. Diese Situationen hätten nicht automatisch zu Black-out-Situationen geführt, da Systemdienstleistungen zusätzliche Reservekapazität für Primär-, Sekundär- und Minutenreserve in der Größenordnung von 5 GW zur Verfügung stellen. Jedoch ergab sich das maximale Defizit im Jahr 2013 zu 5,6 GW. Dies bedeutet, dass zumindest die Wahrscheinlichkeit ernsthafter Netzinstabilitäten deutlich angestiegen wäre und aufgrund der hohen Anzahl solch kritischer Momente wären Black-Outs nicht unwahrscheinlich geworden. Die Analyse der Day-Ahead-Angebotsdaten ergibt eine maximale Kapazität von 68,8 GW für Erzeugungskapazitäten > 100 MW im Jahr 2013. Laut Kraftwerksliste der BNetzA summierte sich die maximale Kapazität an Kraftwerken tatsächlich auf 72,9 GW im Jahr 2013, wovon jedoch zwischen 3,6 GW und 26,5 GW als nicht verfügbar deklariert waren. Folglich stimmen die aus den Angebotskurven geschätzten Zahlen bemerkenswert gut mit den tatsächlichen Verfügbarkeiten überein. Die Ergebnisse aus der Analyse der Day- Ahead-Angebotskurven stehen zudem in guter Übereinstimmung mit der Gesamtleistungsbilanz, die von den deutschen Netzbetreibern veröffentlicht wird. Die Daten der Übertragungsnetzbetreiber schätzen zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast von 81,8 GW für 2013 zu diesem Zeitpunkt eine installierte Kapazität von 178,2 GW von der 86,8 GW als gesichert verfügbar und einsetzbar gelten [2]. Windkraft und Biomasse stellen zusam- www.aprovis-gmbh.de Abgaswärmetauscher Dampferzeuger-Systeme FriCon – Gaskühlung ActiCo – Aktivkohlefilter Katalysatoren Service Ornbauer Str. 10 · 91746 Weidenbach Tel.: +49 (0) 9826 / 6583 - 0 · info@aprovis-gmbh.de BWK Bd. 67 (2015) Nr. 7/8 35

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