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256.23 KB - Prognos AG

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Stellungnahme des Weltenergierat – Deutschland e.V.
zum Grünbuch "Ein Strommarkt für die Energiewende" des Bundesministeriums für
Wirtschaft und Energie (BMWi)
auf Grundlage der Studie
„Chancen und Voraussetzungen einer intensivierten mitteleuropäischen Integration
der Strom- und Leistungsmärkte“
der Prognos AG
– Zwischenergebnis, Februar 2015 –
Auftraggeber:
„Chancen und Voraussetzungen einer intensivierten mitteleuropäischen Integration
der Strom- und Leistungsmärkte“ / Zwischenergebnisse Februar 2015
In Deutschland wird gegenwärtig intensiv über das Design der Strom- und Leistungsmärkte
diskutiert. Bis Ende Februar 2015 steht das Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zur Konsultation. Das Grünbuch betont die beiden Funktionen des Strommarkts: Die Einsatzfunktion und die Vorhaltefunktion.
Gerade die Vorhaltung von Kapazitäten erfordert Grundsatzentscheidungen für die Zukunft.
Der Weltenergierat - Deutschland e.V. möchte in diesem Zusammenhang auf die Vorteile
einer weiteren Europäisierung des Strommarkts hinweisen und hat deswegen die Prognos
AG beauftragt, eine Untersuchung zu den Chancen und Voraussetzungen einer intensivierten mitteleuropäischen Integration der Strom- und Leistungsmärkte zu erstellen.
Dabei untersucht Prognos die Zusammenarbeit in Europa im Bereich der Leistungsabsicherung, da hier noch vielversprechende Synergiepotenziale vermutet werden.
Das vorliegende Working Paper stellt die Ergebnisse von Phase 1 der Studie dar. Hierbei
handelt es sich um eine Ex-post-Analyse der Jahre 2009 bis 2013 für die Länder des Pentalateralen Energieforums („PLEF“: Deutschland, Frankreich, Belgien, Niederlande, Luxemburg, Österreich, Beobachterstatus: Schweiz) sowie das Vereinigte Königreich, Polen, Dänemark und Italien („Untersuchungsraum“; Analyse der Jahre 2011-2013). In Phase 2 des
Projekts wird anhand der Szenarien aus dem System Outlook & Adequacy Forecast
(„SO&AF“) von ENTSO-E, dem Dachverband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber,
geprüft, wie sich der Nutzen einer integrierten Leistungsbilanzierung perspektivisch bis zum
Jahr 2030 entwickeln wird. Darüber hinaus sollen weitere Länder in die Untersuchung einbezogen werden. Ein Lenkungskreis des Weltenergierat – Deutschland unterstützte die Erarbeitung dieses Working Papers.
Die stromwirtschaftliche Zusammenarbeit hat in Europa eine lange Tradition, die bereits
in die Zeit vor Beginn der Strommarkt-Liberalisierung zurückreicht. Die Integration der europäischen Strommärkte ist Ende des Jahres 2014 über das Market Coupling von 15 europäischen Ländern von Portugal bis Finnland weit voran geschritten. Hierdurch wird das 3. Binnenmarktpaket schrittweise umgesetzt und länderübergreifender Stromhandel ermöglicht.
Gleichwohl verbleiben noch erhebliche potenzielle Wohlfahrtseffekte.1 Ein Indikator für diesen Effekt ist der Strompreisindex ELIX (European Electricity Index), den die Strombörsen
EEX und EPEX SPOT gemeinsam ermitteln. Der ELIX zeigt den Preis einer Marktsituation
ohne Engpässe an den Grenzkuppelstellen.
Der Nutzen der stromwirtschaftlichen Zusammenarbeit geht aber über die Reduktion von
Strompreisunterschieden hinaus. Durch die grenzüberschreitende Zusammenarbeit werden
die Versorgungssicherheit kurzfristig und langfristig erhöht, Energiepreisschwankungen reduziert, die Planbarkeit erhöht und eine effiziente Ausnutzung der vorhandenen Erzeugungskapazitäten erlaubt.
Gerade bei der Leistungsabsicherung sind aber die Potenziale der Zusammenarbeit heute
noch nicht ausgeschöpft, da Leistungsabsicherung bisher überwiegend in Eigenregie der
Länder erfolgt. Es liegt auch noch keine einheitliche Definition von Versorgungssicherheit
vor.
Ein Instrument der europäischen Abstimmung über die notwendige Leistung ist der SO&AF
von ENTSO-E. Dieser verfolgt das Ziel, europäische Stakeholder mit einem gesamteuropäi1
Vgl. Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER): Annual Report on the Results of
Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2013, Ljubljana 2014, S.122, Absatz
288.
2
schen, vorwiegend technischen Blick auf die Entwicklung des Leistungsbedarfs und der Erzeugungskapazität zu versorgen. Der SO&AF ist Teil des Veröffentlichungspakets zum Ten
Year Network Development Plan („TYNDP“). Verbundeffekte der Leistungsabsicherung werden allerdings im SO&AF nicht in ausreichendem Maße ermittelt.
Vor diesem Hintergrund wurden von der Prognos AG der Leistungsbedarf der Verbraucher
(„Last“) und die Erzeugung fluktuierender erneuerbarer Energien in der Untersuchungsregion
analysiert. Die Analysen zeigen, dass aus der gemeinsamen Bilanzierung von Last, Erzeugung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien und der daraus resultierenden Residuallast2 ein Nutzen entstehen kann. Bei der Ermittlung der hier dargestellten Potenziale wurden
Netzengpässe nicht berücksichtigt.

Die Höchstlasten in den betrachteten Ländern treten nicht gleichzeitig auf. Gleichwohl
gibt es eine hohe Ähnlichkeit der Verbrauchsmuster und somit auch eine enge zeitliche
Korrelation des hohen Leistungsbedarfs. Die Verbundlast des PLEF lag 2011 bis 2013
um 3 bis 8 Gigawatt (1,2 % bis 3,4 %), die Verbundlast des gesamten Untersuchungsraums (inkl. UK, DK, PL, IT) um 10 bis 15 Gigawatt (2,6 % bis 4 %) unter der Summe
der nationalen Höchstwerte.

Kombiniert man die installierte Windleistung des Jahres 2013 mit den Wetterbedingungen der Jahre 1984 bis 2013, so lag die als gesichert angenommene Einspeisung
aus Windenergie aggregiert im Verbund des Untersuchungsraums bei 2,7 Gigawatt
(3,8 % der installierten Windleistung) gegenüber 1,1 Gigawatt (1,4 % der installierten
Windleistung) als Summe der nationalen Wind-Einspeisungen. 3 Somit lässt sich die
gesicherte Windleistung knapp verdreifachen, wenn sie im Verbund betrachtet wird. Je
größer der betrachtete Raum, desto größer die Ungleichzeitigkeit der Einspeisung von
Windenergie. Die gesicherte Leistung aus Windenergie wird künftig ansteigen, je mehr
Anlagen installiert sind. Ergebnisse hierzu sind in Phase 2 der Untersuchung zu erwarten.
Unsere Analysen deuten zudem darauf hin, dass die verfügbare Leistung aus Wind am
Tag der Höchstlast noch höher angesetzt werden könnte. So lag die Windeinspeisung
zur Stunde der aggregierten nationalen Höchstlasten in den Jahren 2009 bis 2013 im
PLEF-Raum nie unter 9 % der installierten Leistung. Eine Periode von fünf Jahren ist
allerdings aus meteorologischer Sicht nicht ausreichend repräsentativ. Da die Windenergie das größte Wachstumspotenzial aufweist, ist dieser Faktor besonders bedeutsam, zumal mit der schnell wachsenden Offshore Windenergie die verfügbare Leistung
weiter steigt.

Der Beitrag des Laufwassers liegt mit einer gesicherten Leistung (minimale Einspeisung 2009-2013) im PLEF bei 6 bis 9 Gigawatt, im gesamten Untersuchungsraum sogar bei 9 bis 11 Gigawatt. Allerdings ist für Laufwasser der Verbundeffekt deutlich geringer.

Biomasse und Speicherwasser gelten als regelbare Energien und wurde daher nicht
betrachtet. Photovoltaik erbringt in den relevanten Abendstunden der Höchstlast ohne
Speicherung keine gesicherte Leistung, andere erneuerbare Energien spielen noch
keine Rolle in der Stromerzeugung.

Der Höchstwert der Residuallast2 als Indikator für die durch regelbare Energieerzeugung bereitzustellende Leistung sinkt im Verbund des PLEF um 4 bis 8 Gigawatt, im
2
Die Residuallast entspricht der Last nach Abzug der fluktuierenden Erzeugung erneuerbarer Energien (Windkraft, Solarenergie (PV) und Laufwasserkraft).
3
Hierbei wurde die Methodik der deutschen Übertragungsnetzbetreiber einer 99%igen Verfügbarkeit
zu Grunde gelegt.
3
gesamten Untersuchungsraum um 10 bis 17 Gigawatt gegenüber nationaler Bilanzierung. Hieraus entsteht ein ökonomischer Nutzen, da auf nationaler Ebene weniger
Leistung bereit gehalten werden muss. 10 bis 17 Gigawatt entsprechen 28 bis 48 Gaskraftwerken4 mit jeweils 350 Megawatt Leistung. Die Ausgleichseffekte der residualen
Jahreshöchstlast im Verbund werden durch den weiteren Ausbau der Windenergie
(Berechnung der Szenarien in Phase 2) in Zukunft weiter ansteigen.

Dem ökonomischen Nutzen müssen die erforderlichen Kosten gegenübergestellt
werden. Hier ist an einen weiteren Netzausbau zu denken, aber auch an Administrationskosten der länderübergreifenden Leistungsabsicherung. Es konnte im Rahmen der
Untersuchung nicht ermittelt werden, ob die im TYNDP geplanten Netzausbaumaßnahmen ausreichen, um die ermittelten Potenziale zu erschließen.

Auch die niedrigste Residuallast (vgl. Fußnote 2) wird durch die Verbundbetrachtung
beeinflusst. Sie liegt im Verbund des Untersuchungsraums 12 bis 24 Gigawatt höher
als bei nationaler Bilanzierung. Diese Tatsache wird bei steigenden Anteilen erneuerbarer Energien bedeutsam, da nationale Überspeisungssituationen durch den Verbund
besser vermieden und somit die erneuerbaren Energien besser ausgenutzt werden
können. Speicher oder andere Flexibilisierungsoptionen werden hierdurch tendenziell
später gebraucht als ohne Integration, da Leistungsüberschüsse eines Landes zunächst von anderen Ländern verbraucht werden und somit nicht gespeichert werden
müssen.
Die Voraussetzungen, die für die Hebung der Synergien eines engeren europäischen Verbunds gegeben sein müssten, lassen sich wie folgt skizzieren:

Bei der europäischen Leistungsbilanzierung im SO&AF werden bereits heute europäische Gesamtbilanzen erstellt. Hierbei sind die Verbundeffekte stärker zu berücksichtigen und auszuweisen.

Die identifizierten Einsparpotenziale müssten über einen abgestimmten Prozess in die
Mitgliedsländer zurückgespielt werden, damit sie ergänzend in der nationalen Leistungsplanung berücksichtigt werden können.

Die Entstehung und parallele Existenz von mengen- und preisgesteuerten Mechanismen für den Ausbau erneuerbarer Energien und regelbarer Kapazitäten erschweren die Hebung der Synergiepotenziale. Durch eine Harmonisierung dieser Mechanismen können Ineffizienzen vermieden werden.

Ein gut ausgebautes Stromnetz ist Voraussetzung für die Hebung der Synergien in der
Leistungsabsicherung. Die gegenwärtigen Ausbaupläne des TYNDP werden Engpässe
bei den Grenzkuppelstellen reduzieren und die Kooperation stärken. Darüber hinaus
sind in einigen Ländern Engpässe der nachgelagerten Netze zu reduzieren.

Zur Leistungsabsicherung werden künftig unter anderem Gas-Kraftwerke eine wichtige Rolle spielen. Es ist zu prüfen, ob zu Zeiten hoher Stromlast die GasTransportkapazitäten und die benötigten Gas-Mengen zur Verfügung stehen. Bisher
genießen nur private Haushalte und Fernwärme-Anlagen den Status geschützter Kunden.

Im Idealfall erfolgt eine Gesamtoptimierung aus Erzeugungs-, Stromnetz- und Gasnetzkosten. Die Voraussetzungen hierfür sind noch nicht geschaffen.
4
Für die Leistungsabsicherung kommen schnell startende Gasmotoren oder Gasturbinen in Frage.
Gas- und Dampf (GuD)-Kraftwerke wären hingegen für die reine Leistungsabsicherung zu teuer.
4
Aus diesen Ergebnissen leiten wir folgende Handlungsempfehlungen ab:

Die Integration der Leistungsabsicherung in den 11 untersuchten Ländern birgt beim
heutigen Ausbaustand der erneuerbaren Energien Synergiepotenziale in der Größenordnung von 10 bis 17 Gigawatt (entsprechend 28 bis 48 Gaskraftwerken).5 Zur Hebung dieses Potenzials braucht es einen europäisch abgestimmten Mechanismus,
der unter anderem der Festlegung gemeinsamer Zielwerte der Leistungsabsicherung
dient.

Die im Grünbuch in Kapitel 7.3. „Versorgungssicherheit im europäischen Kontext stärken“ genannten nächsten Schritte sind ausdrücklich zu begrüßen. Insbesondere bedarf
es einer gemeinsamen Definition und eines länderübergreifenden Monitorings von
Versorgungssicherheit.

Es erscheint sinnvoll, zunächst die bereits etablierte Zusammenarbeit im PLEF zu
nutzen, um zügig Fortschritte zu machen. Die Zusammenarbeit bei der Leistungsabsicherung kann dann - ähnlich wie beim Market Coupling - schrittweise auch auf größere
Regionen ausgedehnt werden.

Wir empfehlen eine Überprüfung der Verfahren zur Leistungsbewertung der
Windenergie, um die Potenziale dieser schnell wachsenden Erzeugungstechnologie
noch besser zu nutzen. Bei einer länderübergreifenden Betrachtung sind die Leistungskredite der Windenergie deutlich höher als auf nationaler Ebene, die im
Grünbuch genannten Literaturwerte für 2020 (7 % national, 14 % EU-weit6) erscheinen
unter Berücksichtigung des aktuellen Ausbaustandes der Windenergie zu hoch.

Heute werden Verbundeffekte in der Netzplanung nicht ausreichend berücksichtigt.
Künftig sind diese in die Planung des notwendigen Netzausbaus zu integrieren. Die politische Unterstützung für den Netzausbau ist nachhaltig sicherzustellen, um der Langfristigkeit des Netzausbaus Rechnung zu tragen. Es ist jedoch zu berücksichtigen,
dass der Ausbau der Windenergie wesentlich schneller und reibungsloser voranschreitet als der Netzausbau.

Gaskraftwerke benötigen feste Transportkapazitäten im Gasnetz. Entsprechende Kapazitätsprodukte für den Gastransport sind zu entwickeln. Gegebenenfalls ist der
Schutzstatus der Gaskraftwerke im Krisenfall zu erhöhen.

Gleichzeitig ist durch umfassende Kosten-Nutzen Analysen rollierend zu überprüfen,
ob das volkswirtschaftlich sinnvolle Niveau der Integration erreicht ist. Dabei ist den
Synergiepotenzialen der Aufwand gegenüber zu stellen, der zu ihrer Realisierung erforderlich ist.
5
6
Neben Gaskraftwerken werden weitere Flexibilisierungsoptionen zum Einsatz kommen.
Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ 2014, Seite 33 dort zitiert nach TradeWind 2009
5
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