Wertigkeit erneuerbarer Energien am Beispiel kraft in Deutschland 13. Symposium Energieinnovation Stream C6 - Ökostromregulierung Andreas Schüppel, Heinz Stigler Graz, am 14.2.2014 www.iee.tugraz.at
2 Inhalt Wertbegriffe im Kontext der Stromerzeugung Systemtechnische Betrachtungen Wirtschaftliche Betrachtungen Schlussfolgerungen und Ausblick
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 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 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 2007 2011 "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)
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 2007 2011 "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)
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 2007 2011 "Long Run" Avg. Onshore 2007, 2011 Offshore (Baltic, 2013) PV 2007, 2011 Onshore (LRA) PV (LRA)
8 Integration von Offshore-? Power Generation Offshore (North Sea) in MW 250 200 150 100 50 0 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 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 27.09.2013 28.09.2013 29.09.2013 30.09.2013 Datenquelle: eeg-kwk.net (TenneT TSO)
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 Wirtschaftliche Szenarianalyse Simulation unterschiedlicher Szenarien mit ATLANTIS Erster Ansatz: Erhalten des Status Quo 2011 mit Variation des zubaus ab 2012 Installed Capacity (GW) 300 250 200 150 100 50 Nuclear PV Gas Oil Storage Hydro Biomass Waste Coal 0 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 +58 GW +116 GW
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 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 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 Vorläufige Ergebnisse Stufe 1 mit 8,5 GW offshore 16 Gestehungskosten der kraft in ct/kwh 14 12 10 8 6 4 Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Offshore N i, Schü / IEE
15 Vorläufige Ergebnisse Stufe 1 mit 8,5 GW offshore Gestehungskosten der kraft in ct/kwh 16 14 12 10 8 6 4 Zone 1 Zone 2 Zone 3 Zone 4 Offshore Jährliche Gesamtkosten Milliarden 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1-2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Variable O&M-Kosten Personal Fixe O&M-Kosten Zinsen Abschreibung
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 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT! DI ANDREAS SCHÜPPEL Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation Inffeldgasse 18 / 2.OG 8010 Graz andreas.schueppel@tugraz.at