Wertigkeit erneuerbarer Energien am Beispiel Windkraft in Deutschland

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1 Wertigkeit erneuerbarer Energien am Beispiel kraft in Deutschland 13. Symposium Energieinnovation Stream C6 - Ökostromregulierung Andreas Schüppel, Heinz Stigler Graz, am

2 2 Inhalt Wertbegriffe im Kontext der Stromerzeugung Systemtechnische Betrachtungen Wirtschaftliche Betrachtungen Schlussfolgerungen und Ausblick

3 3 Wertbegriffe Überblick über bestehende Studien Es gibt bereits sehr viele Studien zu energie Viele verschiedene Ansätze und Methoden Dabei ist die Definition von Wert oft sehr unterschiedlich: Market value was ist WK wert ; z.b. Röttinger, Syben et al., was kann sie erwirtschaften ; z.b. Hirth, 2012 Ökologischer Wert (Reduktion von Emissionen, LCA); z.b. Turconi et al. Volkswirtschaftlicher Wert; Obermann und Schöpf, Moidl et al., e-control, BMUB und viele mehr Ziel: Untersuchung und Mitberücksichtigung der Rückwirkungen der energie auf das Gesamtsystem Finden eines systemischen Wertes der kraft unter Berücksichtigung sowohl technischer als auch wirt. Aspekte

4 4 Technische Aspekte Mögliche Orte der Einspeisung Zeitpunkt der Einspeisung Anteil an der Spitzenlastdeckung Notwendiger Netzausbau zur Integration Rückwirkungen auf bestehendes System Flexibilität thermischer Kraftwerke Bestandskraftwerke werden unrentabel Einsatzzeiten sinken Verlust von gesicherten Kapazitäten

5 5 Korrelationsanalyse (1) Bewertung von und PV nach Zeitpunkt der Erzeugung Pearson-Korrelationskoeffizient stündliche Mittelwerte 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Verbrauch "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)

6 6 Korrelationsanalyse (2) Bewertung von und PV nach Zeitpunkt der Erzeugung Pearson-Korrelationskoeffizient tägliche Mittelwerte 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Verbrauch "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)

7 7 Korrelationsanalyse (3) Bewertung von und PV nach Zeitpunkt der Erzeugung Pearson-Korrelationskoeffizient monatliche Mittelwerte 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Verbrauch "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)

8 8 Integration von Offshore-? Power Generation Offshore (North Sea) in MW :00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21: Datenquelle: eeg-kwk.net (TenneT TSO)

9 9 Wirtschaftliche Aspekte Ort der Einspeisung bezüglich Ertrag (Dargebot) Kosten des ausbaus Rückwirkungen auf bestehendes System Wirtschaftlichkeit bestehender Einheiten Sinkende Preise am EOM => negativ für Direktvermarktung Verlust von gesicherten Kapazitäten Kapitalstock Sinkende variable Systemkosten Opportunität

10 10 Wirtschaftliche Szenarianalyse Simulation unterschiedlicher Szenarien mit ATLANTIS Erster Ansatz: Erhalten des Status Quo 2011 mit Variation des zubaus ab 2012 Installed Capacity (GW) Nuclear PV Gas Oil Storage Hydro Biomass Waste Coal GW +116 GW

11 11 Regionale Auswertung Modellierung von unternehmen zubau ab 2012 wird separaten Unternehmen zugeordnet Diese sind regional aufgegliedert in zonen (1-4 und offshore) Wirtschaftliche Auswertung über Unternehmensbilanzen N i, Schü / IEE Quelle: basierend auf Nischler, 2014

12 12 Erste Simulationsergebnisse Beibehalten des Systems von 2011 liefert gröbere Probleme Das System kann die modellierte kraft nicht vollständig integrieren Um daher den vollen Wert der kraft zu erfassen, sind Netzerweiterungsmaßnahmen und/oder eine andere Erzeugungsstruktur erforderlich

13 13 Neue Annahmen zur Produktion (RAV) Unterschiedliche Volllast- Stunden je NUTS2-Region Basierend auf langjährigen Mittelwert der geschwindigkeiten Vorerst grobe Abschätzung! Offshore-: 3250 h/a Limitierung auf 8,5 GW Offshore-kapazität Datenquelle geschwindigkeiten: NASA

14 14 Vorläufige Ergebnisse Stufe 1 mit 8,5 GW offshore 16 Gestehungskosten der kraft in ct/kwh Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Offshore N i, Schü / IEE

15 15 Vorläufige Ergebnisse Stufe 1 mit 8,5 GW offshore Gestehungskosten der kraft in ct/kwh Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Offshore Jährliche Gesamtkosten Milliarden Variable O&M-Kosten Personal Fixe O&M-Kosten Zinsen Abschreibung

16 16 Zusammenfassung Systemischer Wert von kraft beinhaltet technische (nicht-monetäre) und wirtschaftliche Aspekte Technisch gesehen: in Deutschland bzw. generell in Zentraleuropa im großen Stil besser Nach ersten wirtschaftlichen Simulationen scheint eine regional abgestimmte Förderung sinnvoll auch unter Berücksichtigung technischer Gegebenheiten (Netz!) Weitere Schritte (Netzausbau, Anpassung des Kraftwerksparks) für die Untersuchung notwendig

17 17 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT! DI ANDREAS SCHÜPPEL Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation Inffeldgasse 18 / 2.OG 8010 Graz andreas.schueppel@tugraz.at