ein geeignetes Modell zur kosteneffizienten CO 2 - VRE

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STROM OHNE GRENZEN 26 WO STEHT DER EUROPÄISCHE STROMMARKT? des Regenerativstroms für das Jahr 2005 Netto-Mehrkosten der Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren in Höhe von durchschnittlich 5,35 Cent/kWh und damit insgesamt rund 2,5 Mrd. €. Diese Mehrkosten des Stroms aus erneuerbaren Energien sind in Relation zu den vermiedenen Emissionen zu setzen, die aus der Verdrängung von konventionellem, fossil erzeugtem Strom resultieren. Nimmt man eine Freisetzung von durchschnittlich 675 Gramm CO 2 je erzeugter KWh regenerativen Stroms an [2], die durch die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren vermieden wird, so ergeben sich Grenzvermeidungskosten der deutschen Förderung regenerativer Energieträger in Höhe von 79 € je t CO 2 . Diese Grenzvermeidungskosten dürften eher höher sein, da bei ihrer Berechnung die Aufwendungen für die Regelenergievorhaltung (Kapazitätsreserven) nicht berücksichtigt wurden. Auch dürfte die angenommene Emissionsverdrängung zu hoch angesetzt sein. Denn es dürfte auch Strom aus Anlagen verdrängt werden, die ohne Emissionen Strom erzeugen. Jedoch können die berechneten Grenzvermeidungskosten der deutschen Förderung regenerativer Energieträger in Höhe von 79 € je t CO 2 als eine Richtgröße dienen, die einen Vergleich mit alternativen Emissionsminderungsanstrengungen bzw. Politikmaßnahmen möglich machen. Für einen Vergleich bietet sich das Instrument des Handels mit Emissionsrechten (Emissionshandel) an; hierbei handelt es sich um ein von der Umweltökonomie als „first-best“ bezeichnetes Instrument. Der europaweite Handel mit Emissionsrechten wurde am 1. Januar 2005 gestartet; er gilt zugleich als Test für den weltweiten Emissionshandel, der 2008 aufgenommen werden soll. Der Emissionshandel gibt den CO 2 -Emissionsrechten in Europa einen wirtschaftlichen Wert, der derzeit bei ca. 29 € je t liegt. Beim Vergleich mit den durchschnittlichen Grenzvermeidungskosten von Strom aus regenerativen Energieträgern ergibt sich, dass das Instrument der Förderung der erneuerbaren Energien durch das EEG in Deutschland fast dreimal so hohe Kosten verursacht wie das Instrument des europaweiten Emissionshandels. Zu beachten ist dabei, dass der europäische Emissionshandel lediglich den Unternehmen aus der Industrie und die Energiewirtschaft offen steht und dass nur ihnen handelbare Emissionsrechte zugeteilt wurden. In anderen Sektoren könnte es kostengünstigere Emissionsminderungspotenziale geben. So sind beispielsweise im Gebäudebestand durch wärmedämmende Maßnahmen Minderungspotenziale zu vermuten, die zu äußerst geringen Kosten erschlossen werden könnten [3]. Der Zertifikatpreis im europäischen Emissionshandel könnte signifikant sinken, wenn solche Potenziale vermehrt genutzt würden. Die Wirtschaftlichkeit der Emissionsvermeidung durch die Förderung erneuerbarer Energien über das EEG in Deutschland erschiene in einem noch ungünstigerem Licht, wenn andere Instrumente der Klimakonvention zum Vergleich herangezogen werden. Beispielsweise haben Schätzungen der Auswirkungen eines Einsatzes sogenannter flexibler Mechanismen wie Clean Development Mechanism (CDM) oder Joint Implementation (JI) ergeben, dass der Preis für die europäischen Emissionszertifikate sinken könnte. Die Schätzungen für CDM-Projekte ergeben Vermeidungskosten von ca. 5 € je t CO 2 . Für den weltweiten Emissionshandel unter dem Kyoto-Regime, der 2008 starten soll, werden noch geringere Zertifikatpreise prognostiziert. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz – ein Modell für Europa? Gemessen am Ziel der Emissionsminderung sind die Vermeidungskosten der Förderung erneuerbarer Energien in Deutschland erheblich höher als die eines europäischen Emissionshandels. Bei einer nach deutschem Vorbild harmonisierten europäischen Förderung erneuerbarer Energien (EU-Stromeinspeisegesetz) könnten sich aber durchaus Vermeidungskosten ergeben, die unter dem deutschen Niveau liegen. So ist die Stromerzeugung aus der Sonnenstrahlung in Ländern wie Spanien, Portugal, Italien oder Griechenland mit weitaus höheren Jahresnutzungsstunden als in Deutschland möglich, weshalb naturgemäß die spezifischen Erzeugungskosten auch deutlich niedriger sind. Ähnliches gilt für die Stromerzeugung durch Windkraft: Windreiche Landstriche an der britischen, französischen oder portugiesischen Küste versprechen höhere Jahres-Volllaststunden als das deutsche Binnenland. Die spezifischen Emissionsvermeidungskosten für die einzelnen Technologien sind deshalb ebenfalls geringer als hierzulande. Folglich würde eine europaweit harmonisierte Förderung erneuerbarer Energien durchschnittlich geringere Kosten verursachen, als dies in Deutschland der Fall ist. Dabei ist indessen zu bedenken, dass auch bei der zu erwartenden relativen Verbesserung der Kosteneffizienz die Emissionsvermeidungskosten technisch bedingt immer noch über den Kosten des europäischen Emissionshandels lägen. Deutschland verstößt durch die Förderung der Erneuerbaren mit dem Ziel der Emissionsminderung gegen die in der Klimakonvention der Vereinten Nationen aufgestellte Norm der Wirtschaftlichkeit. Das gleiche Verdikt träfe die EU, wenn die deutschen Regelungen europaweit ausgedehnt würden. Nur bei der Anwendung von wirtschaftlichen Maßnahmen der Emissionsminderung kann bei einem gegebenen Mittelaufwand der größtmögliche Nutzen für das Klima erreicht werden. Anders gesprochen: Bei einer alternativen Verwendung der für die Förderung erneuerbarer Energie aufgewendeten Mittel könnte in der Welt wesentlich mehr CO 2 vermieden werden. Literatur [1] Voß, A.; Rath-Nagel, S.; Dicke, N.: Konzeption eines effizienten und marktkonformen Fördermodells für erneuerbare Energien; Gutachten im Auftrag des Wirtschaftsministeriums Baden-Württemberg, Stuttgart 2000. [2] Roth, H.; Wegner, U.: Verstärkter Teillastbetrieb thermischer Kraftwerke durch Windstromeinspeisung; ew Jg. 105, Heft 5, 2006. [3] Hillebrand, B.: Ökologische und ökonomische Wirkungen der energetischen Sanierung des Gebäudebestandes, Studie im Auftrag der Hans-Böckler-Stiftung, 2004. Dr. N. Azuma-Dicke, Energiepolitik und Energiewirtschaft, Verband der Verbundunternehmen und Regionalen Energieversorger in Deutschland – VRE – e.V., Prof. Dr. Habil. S. F. Franke, Ordinarius für Wirtschaftspolitik und Öffentliches Recht an der Universität Stuttgart, norbert.azuma-dicke@vre-online.de franke@ivr.uni-stuttgart.de ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006
Zusatzkosten im konventionellen Kraftwerkspark durch den Ausbau der Windenergie Derk J. Swider Für die nächsten Jahre wird in Deutschland ein erheblicher Ausbau der Windenergie erwartet. Da die Erzeugung mit Windkraftanlagen vom fluktuierenden und schwer prognostizierbaren Winddargebot abhängt, kann die Frage gestellt werden, welche Auswirkungen durch eine verstärkte Integration von Windenergie auf den Betrieb und damit auf die Kosten des konventionellen Kraftwerkparks zu erwarten sind. Diese Frage kann durch Anwendung stochastischer Fundamentalmodelle zur Abbildung des kostenminimalen Betriebs des Elektrizitätssystems nachgegangen werden. Im vorliegenden Beitrag werden die Ergebnisse entsprechender Modellanwendungen vorgestellt und diskutiert. In den letzten Jahren hat in Deutschland ein erheblicher Zubau von Windkraftanlagen stattgefunden. Prognosen der zukünftigen Entwicklung legen nahe, dass auch in den nächsten Jahren mit hohen Wachstumsraten zu rechnen ist. So wird bis 2020 eine Steigerung der installierten Windleistung um mehr als den Faktor 2,5 auf bis zu 50 GW erwartet [1]. Unter diesen Bedingungen ist davon auszugehen, dass die Integration entsprechender Mengen an Windenergie in das Energiesystem großen Einfluss auf den Betrieb des konventionellen Kraftwerksparks haben wird. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass die Windenergieeinspeisung stark fluktuierend und nur beschränkt prognostizierbar ist. Aspekte des Ausbaus der Windenergie Um der fluktuierenden Erzeugung aus Windkraftanlagen in einer Region Rechnung zu tragen, müssen die anderen Erzeugungstechnologien im System flexibler betrieben werden. Dies ist eine direkte Folge der im Vergleich zu Nachfrageschwankungen größeren Erzeugungsgradienten. Die resultierende Zunahme von Anfahrvorgängen stellt eine erhöhte Belastung der konventionellen Kraftwerke dar und führt zu höheren Kosten des Systembetriebs. Zudem ist ein höherer Teillastbetrieb der konventionellen Kraftwerke zu erwarten, der mit verminderten Wirkungsgraden und damit erhöhtem Brennstoffeinsatz, höheren CO 2 -Emissionen und steigenden Kosten des Systembetriebs einhergeht. Eng mit den Fluktuationen des Winddargebots ist die beschränkte Prognostizierbarkeit verbunden. Basierend auf einer Prognose der Windenergieeinspeisung wird der jeweilige Kraftwerkseinsatz geplant. Ergeben sich Abweichungen zwischen dem prognostizierten und dem tatsächlichen Wert der Windeinspeisung, muss die Differenz durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen werden. Um diesen Ausgleich gewährleisten zu können, sind geeignete, d. h. flexible und schnell startbare Kraftwerkskapazitäten (Reservekapazitäten) vorzuhalten. In diesem Zusammenhang ist auch die für die Versorgungssicherheit bedeutende Gewährleistung der Abdeckung der Die diesem Beitrag zugrunde liegenden Modellentwicklungen wurden von der Europäischen Kommission in den Projekten GreenNet und Wilmar gefördert. Die Anwendung der Modelle zur Ableitung von Effekten einer verstärkten Windenergieeinspeisung in Europa wurde von der Europäischen Kommission im Projekt GreenNet-EU27 gefördert. Die wesentlichen an der Modellentwicklung und -anwendung beteiligten Partner in diesen Projekten waren Prof. Dr. Christoph Weber, Universität Duisburg-Essen, Dr. Peter Meibom, Risø National Laboratory, Roskilde, Dr. Hans Auer, Technische Universität Wien und Prof. Dr. Goran Strbac, Imperial College London. ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006 Jahreshöchstlast zu nennen. Durch das schwankende Winddargebot ist zum Zeitpunkt der höchsten Nachfrage im Jahr nur ein kleiner Teil der installierten Windkapazitäten sicher verfügbar. Folglich müssen auch für diesen Fall ausreichende Kraftwerkskapazitäten (Schattenkapazitäten) vorgehalten werden. Neben diesen überwiegend negativen Aspekten ist auch die durch den Ausbau der Windenergie bedingte verminderte Stromerzeugung des konventionellen Kraftwerksparks zu diskutieren. Diese folgt direkt aus den vernachlässigbaren kurzfristigen Grenzkosten der Windstromerzeugung, wodurch es zu einer Verschiebung der Merit- Order der Erzeugungskapazitäten nach rechts kommt, d. h. Windenergie verdrängt konventionelle Anlagen mit höheren kurzfristigen Grenzkosten. Dies führt zu einem geringeren Brennstoffeinsatz, geringeren CO 2 -Emissionen und sinkenden Kosten des Systembetriebs. Zur volkswirtschaftlichen Bewertung der Minderung der CO 2 -Emissionen sei auf [2] verwiesen. Eine weitergehende Darstellung der diskutierten Aspekte kann beispielsweise [3] entnommen werden. Entsprechend dieser Diskussion ist zu untersuchen, wie die Effekte einer verstärkten Integration von Windenergie auf den Kraftwerksbetrieb ökonomisch zu bewerten sind. Die Beantwortung dieser Frage erfolgte in den von der Europäischen Kommission geförderten Projekten GreenNet [4], Wilmar [5] und GreenNet-EU27 [6]. Es wurde somit ähnlichen Fragestellungen wie in der Dena-Studie [7] nachgegangen, allerdings wurde nicht nur Deutschland, sondern der europäische Elektrizitätsmarkt betrachtet. Ein weiterer Unterschied bestand in der methodischen Herangehensweise. Abbildung des kostenminimalen Systembetriebs Die zu erwartenden Auswirkungen einer verstärkten Integration von Wind ins europäische Energiesystem können prinzipiell mit fundamentalanalytischen Elektrizitätsmarktmodellen ermittelt werden. Mit solchen Ansätzen wird die Elektrizitätswirtschaft technologieseitig (Bottom-Up) abgebildet, d. h. ausgehend von einer geeigneten Beschreibung des realen Kraftwerksparks wird der kostenminimale Betrieb bestimmt. Dies ermöglicht die Ermittlung der Kosten der Elektrizitätsbereitstellung. Die durch einen Ausbau der Windenergie entstehenden zusätzlichen Kosten im Betrieb der konventionellen Kraftwerke können dann durch entsprechende Analysen mit einem solchen Modell bestimmt werden. Klassischerweise werden Elektrizitätsmarktmodelle deterministisch formuliert. Hier heißt dies, dass die Windenergieeinspeisung nur über ihren Erwartungswert berücksichtigt wird, wodurch vorliegende Fluktuationen gut abbildbar sind. In der Realität müssen die eingesetzten Kraftwerke aber flexibel auf die jeweiligen Abweichungen 27
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