Beitrag von Windenergieanlagen zu den Systemdienstleistungen in ...

110
87,6%
12,4%
7,62 ct/kWh 1,08 ct/kWh
+
Eingesparten
Kosten
des ÜNB
Aktuelle EEG-Vergütung Mögliche Reduzierung
Untersuchungsergebnisse der ökonomischen Bewertung
KE (0,46%)
PV (0,37%)
Q (0,1%)
Q WA (0,7%)
MR - (1,4%)
SR - (2,18%)
PR - (7,2%)
Bild 6.16: Mögliche Reduzierung der EEG-Vergütung für das betrachtete Jahr
Ökonomische Bewertung der Teilnahme für ein Jahr für verschiedene Abrufzahlen
Für verschiedene Abrufzahlen der negativen Regelleistung (Primärregel-, Sekundärregel-
und Minutenreserveleistung) ändern sich die Ergebnisse bzw. die möglichen
Reduzierung der EEG-Vergütung kaum (Tabelle 6.12). Die Primärregel-, Sekundärregel-
und Minutenreserveleistung werden jeweils 0, 40 bzw. 80 Mal/Jahr abgerufen.
Abrufzahl (Abrufe/Jahr) 0 40 80
Reduzierung der EEG-Vergütung um 12,5 % 12,4 % 12,3 %
Tabelle 6.12: Mögliche Reduzierung der EEG-Vergütung für verschiedene Abrufzahl in
dem betrachteten Jahr
Ökonomische Bewertung für ein Jahr für verschiedene EEG-Vergütungsmodelle
Wie in dieser Arbeit erläutert wurde, ist die EEG-Vergütung abhängig von dem
Standort und Effizienz der Anlage. Stehen die Windenergieanlagen am windreichen
Standort, bekommen sie die Bonusvergütung (3,2 ct/kWh) nur für die ersten fünf
Jahre. Daher wurde ein Vergütungsmodell 5,5 ct/kWh gewählt, wobei 5,5 ct/kWh die
Grundvergütung nach dem EEG ist.
Zur Unterstützung des Ausbaus der Offshore-Windenergieanlagen kann die EEG-
Vergütung für diese erhöht werden, weil die Installationskosten bei Offshore-
Windenergieanlagen höher als bei Onshore-Windenergieanlagen sind. Daher wurde ein
Zusätzliche Einnahmen des WAB