ein geeignetes Modell zur kosteneffizienten CO 2 - VRE

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STROM OHNE GRENZEN 28 WO STEHT DER EUROPÄISCHE STROMMARKT? zwischen der erwarteten und der tatsächlichen Windeinspeisung zu möglichst geringen Kosten reagieren können. Da diese Abweichungen nicht vernachlässigt werden können, sind deterministische Modelle zur Bewertung eines zunehmenden Ausbaus der Windenergie nicht ausreichend. Die Windenergieeinspeisung ist daher als stochastische Größe zu interpretieren und in geeigneter Form in Elektrizitätsmarktmodelle zu integrieren. Entsprechende methodische Entwicklungen führten zum „Stochastic European Electricity Market Model“ (E2M2s), entwickelt im Rahmen des EU-Projekts GreenNet [4], und zum „Joint Market Model“ (JMM), entwickelt im Rahmen des EU-Projekts Wilmar [5]. Beide Modelle stellen stochastische lineare Optimierungsmodelle dar, die wettbewerbliche Elektrizitätsmärkte interregional abbilden. Auf Grund unterschiedlicher Zielsetzungen innerhalb der Forschungsprojekte unterscheiden sich die Modelle in einigen entscheidenden Punkten, dazu zählt insbesondere die Methode zur Integration stochastischer Größen. Zudem werden im Modell E2M2s Investitionen und Reserveanforderungen, letztere auf der Basis eines probabilistischen Ansatzes, endogen berücksichtigt. Demgegenüber erfolgt im Modell JMM eine detailliertere Abbildung von Teilmärktem, d. h. dem Spot-, Regelenergie- und Wärmemarkt. Für weiterführende Beschreibungen der Modelle sei auf [4-6] und insbesondere auf die Beiträge von Weber et al. und Meibom et al. in [8] verwiesen. Implementierung stochastischer Methoden Die Berücksichtigung stochastischer Schwankungen einer verstärkten Windeinspeisung stellt die wesentliche methodische Erweiterung der entwickelten Modelle dar. Um in einem Fundamentalmodell stochastische Fluktuationen abbilden zu können, ist die klassische Betrachtung eines einzelnen Betriebszustands des Systems nicht mehr ausreichend. Vielmehr sind verschiedene stochastisch bestimmte Zustände in einem geschlossenen Ansatz zu berücksichtigen. Die Zielfunktion wird so zur stochastischen Größe, deren Erwartungswert zu optimieren ist, d. h. bei der Optimierung wird die gesamte Menge möglicher stochastischer Zustände berücksichtigt. Im Gegensatz dazu steht die Szenarienanalyse, bei der jedes mögliche Szenario getrennt analysiert wird. Entsprechend dieser methodischen Anforderungen wird im Modell E2M2s ein Szenariogitter, vgl. Abb. 1 (links), und im Modell JMM ein Szenariobaum, vgl. Abb. 1 (rechts), verwendet. Für die stochastische Modellierung im Modell E2M2s werden mit einem Szenariogitter zwei Typen von Unsicherheiten berücksichtigt, kurz- und langfristige Fluktuationen. Die kurzfristigen Fluktuationen beschreiben das Winddargebot, während die langfristigen Abb. 1 Schematische Darstellung eines Szenariogitters (links) und eines Szenariobaums (rechts). Fluktuationen das Wasserdargebot beschreiben. Im Modell E2M2s werden für jeden betrachteten typischen Tag drei stochastische Zustände der kurzfristigen und zwei der langfristigen Fluktuationen unterschieden. Die Bestimmung der stochastischen Zustände und ihrer Eintritts- und Übergangswahrscheinlichkeiten erfolgt unter Verwendung historischer Daten. Im Modell JMM erfolgt die Berücksichtigung kurzfristiger Fluktuationen mit Hilfe eines Szenariobaums. Dieser wird durch die zu beachtenden Werte des Winddargebots gebildet und zeichnet sich durch eine zunehmende Unsicherheit der stochastischen Variable über dem Betrachtungshorizont aus. Im Modell JMM deckt der verwendete Szenariobaum einen Optimierungshorizont von maximal 36 Stunden ab. Werden längere Zeiträume betrachtet, so wird eine rollierende Planung angewendet. Die Bestimmung der stochastischen Zustände und ihrer Eintrittswahrscheinlichkeiten erfolgt unter Berücksichtigung eines Zeitreihenansatzes zur Prognose der zu erwartenden Windleistung. Annahmen bestimmen Modellergebnisse Die entwickelten Modelle werden angewendet, um die Zusatzkosten des Kraftwerksparks durch einen Ausbau der Windenergie bestimmen zu können. Bei einer solchen Betrachtung sind die Ergebnisse stark abhängig von den jeweiligen Annahmen. Hier ist zunächst die Definition der Zusatzkosten von entscheidender Bedeutung. Dabei wird generell angenommen, dass Kosten entstehen, wenn eine neue Technologie in ein existierendes System integriert wird. Dies ist unabhängig davon, ob diese Technologie zu den erneuerbaren oder den konventionellen Anlagen zu zählen ist. Wenn aber, wie hier, die Integration von Wind betrachtet wird, so können Zusatzkosten entstehen, welche über die Kosten für die Netzintegration, wie sie auch bei konventionellen Anlagen auftreten, hinausgehen. Zu erwartende Zusatzkosten der Netzintegration werden hier nicht betrachtet, dazu sei auf [6, 7] verwiesen. Die Zusatzkosten des Betriebs können bezüglich ihrer Ursache in Kosten auf Grund von höherer Fluktuation und geringerer Prognostizierbarkeit des Winddargebots unterschieden werden. Etwas technischer heißt dies, dass Zusatzkosten durch den sich ändernden Kraftwerksbetrieb (vermehrter Teillastbetrieb und häufigere Anfahrvorgänge) und durch ein angepasstes Investitionsverhalten (höhere Reservekapazitäten und flexiblere Erzeugungstechnologien) entstehen können. Es ist daher bedeutend festzuhalten, dass entsprechend definierte Zusatzkosten vom existierenden System und seiner Entwicklung über die Zeit abhängen. Dies ist wiederum stark von den Einschätzungen des Modellanwenders über wesentliche Ein- Abb. 2 Erzeugungskapazitäten bei deterministischer (links) und stochastischer (rechts) Betrachtung. ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006
flussgrößen abhängig. Dazu zählen die Entwicklung der Nachfrage, der Brennstoff- und Zertifikatepreise, möglicher Investitionsoptionen und der Windenergieerzeugung. Nachfolgend werden einige Ergebnisse der Anwendung des Modells E2M2s für Deutschland präsentiert. Dabei wird ab dem Jahr 2006 für die Nachfrage eine jährliche Steigerung von rund 1,0 % und für die Brennstoffpreise von Stein- und Braunkohle von je 0,4 % und von Erdgas von 1,1 % angenommen. Zudem wird ein konstanter CO 2 - Zertifikatepreis von 10 €/MWh angesetzt. Diese Annahme liegt zwar unterhalb der für die nächsten Jahre im aktuellen EU-Emissionsrechtehandel erwarteten Preise, antizipiert aber bereits die in der anschließenden Kyoto-Phase des Emissionsrechtehandels zu erwartende Hot-Air-bedingte Preisreduktion. Für den exogen vorgegebenen Zubau an Windkapazitäten wird eine Entwicklung entsprechend des BAU-Szenarios in [1] betrachtet. Dabei erfolgt bis 2020 ein Ausbau auf rund 42 GW. Eine detaillierte Diskussion der Abb. 3 Elektrizitätspreise (links) und Reservekapazitäten (rechts) jeweils bei deterministischer und stochastischer Betrachtung. Annahmen ist dem Beitrag von Swider und Weber in [8] zu entnehmen. Generell haben die angenommenen relativen Änderungen der Preisentwicklungen der Brennstoffe aber auch der CO 2 -Zertifikate merkliche Auswirkungen auf die zu untersuchenden Zusatzkosten. So kann gezeigt werden, dass gerade die Preise der CO 2 -Zertifikate die Investitionsentscheidungen stark zu Gunsten von Erdgas beeinflussen. Entsprechend steigt die Flexibilität des Erzeugungssystems auch unabhängig von einem Ausbau der Windenergie. Die der Integration des Windes zuzuordnenden Zusatzkosten sind folglich geringer. Hier ist noch anzumerken, dass im vorliegenden Beitrag die aktuell höheren spezifischen Investitionskosten in Windkraftanlagen gegenüber konventionellen Anlagen und damit auch die durch die Vergütung im Rahmen des EEG bedingten Zusatzkosten nicht berücksichtigt werden (beispielsweise kann bei den spezifischen Investitionskosten eines großen Steinkohlekraftwerks von rund 820 €/kW und bei einem GUD-Kraftwerk von rund 440 €/kW ausgegangen werden, während die spezifischen Investitionskosten für Windkraftanlagen Onshore bei rund 1 000 €/kW liegen und Offshore rund 1 650 €/kW zu erwarten sind; darüber hinaus ist zu beachten, dass Windkraftanlagen stets deutlich geringere Volllaststunden aufweisen). Es erfolgt nur ein Vergleich zwischen dem deutschen Elektrizitätssystem mit Erzeugung aus Wind (nachfolgend als stochastische Modellversion bezeichnet) und einer nicht näher spezifizierten Alternative, welche durch eine konstante, dem Erwartungswert der Windenergieerzeugung entsprechenden ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006 Erzeugung mit perfekter Prognostizierbarkeit charakterisiert ist (nachfolgend als deterministische Modellversion bezeichnet). Alle anderen Charakteristika werden als identisch angenommen und fallen aus der Betrachtung heraus, vgl. dazu den Beitrag von Weber in [8]. Zusatzkosten durch Windkraftausbau Abb. 2 zeigt die Entwicklung der mit dem Modell E2M2s bestimmten installierten Erzeugungskapazitäten in Deutschland bis zum Jahr 2020 jeweils für die deterministische (links) und die stochastische (rechts) Modellversion. Es ist gut zu erkennen, dass bei einer Berücksichtigung der stochastischen Windenergieeinspeisung verstärkt Investitionen in flexible Technologien erfolgen. Dies ist eine direkte Folge der hohen Fluktuationen und geringen Prognosefähigkeit der Windenergieeinspeisung, was bei Voraussetzung einer gleich bleibend hohen Versorgungssicherheit zu höheren Reservekapazitäten führt. Bis zum Jahr 2020 werden beim Vergleich der stochastischen und der deterministischen Modellversion zusätzlich fast 12 GW mit Erdgas befeuerte Anlagen (davon mehr als ein Drittel Gasturbinen) und rund 2 GW weniger mit Steinkohle befeuerte Anlagen neu installiert. Insgesamt wird so eine höhere Flexibilität des Erzeugungssystems erreicht. Abb. 3 ist zu entnehmen, dass die unterschiedliche Entwicklung der installierten Kapazitäten nur geringe Auswirkungen auf die Elektrizitätspreise (links) hat, dagegen steigen die erforderlichen Reservekapazitäten (rechts) beim Ausbau der Windenergie und ihrer stochastischen Betrachtung, wie oben angesprochen, stark an. Der Darstellung kann zudem entnommen werden, dass die Modellergebnisse für den historischen Zeitraum bis zum Jahr 2005 gut den Marktergebnissen entsprechen. Die wenigen Abweichungen können im Fall der Preise zu einem großen Teil mit im Modell unberücksichtigten Wetteranomalien erklärt werden. So führte der heiße Sommer im Jahr 2003 zu einer verminderten Verfügbarkeit von Grundlastkraftwerken, wodurch es am Markt zu stark steigenden Preisen kam. Die Tabelle gibt schließlich disaggregierte Zusatzkosten je eingespeister Windenergieeinheit, d. h. in €/MWh Wind, unter den oben skizzierten Annahmen an. Für das Jahr 2020 werden Zusatzkosten des Betriebs von mehr als 2 €/MWh und Zusatzkosten durch Investitionen von zusätzlichen 6 €/MWh erhalten. Dabei sei erneut darauf hingewiesen, dass bei der Berechnung der Zusatzkosten durch Investitionen nicht die höheren spezifischen Investitionskosten in Windkraftanlagen berücksichtigt sind, sondern ausschließlich das durch die besonderen Charakteristika der Windeinspeisung geänderte systemoptimale Investitionsverhalten in konventionelle Erzeugungskapazitäten. Es ist zu erkennen, dass die Zusatzkosten des Betriebs maßgeblich durch einen zunehmenden Teillastbetrieb der konventionellen Anlagen verursacht werden. Die Zusatzkosten auf Grund einer höheren Anzahl von Anfahrvorgängen sind dagegen deutlich geringer. Prinzipiell vergleichbare Zusatzkosten für Deutschland werden auch mit dem Modell JMM berechnet. Die Zusatzkosten des Betriebs werden danach zu zwei Dritteln durch die Fluktuationen des Winddargebots und zu einem Drittel durch die geringe Prognostizierbarkeit verursacht. Bei der Beurteilung der einzelnen Kostenkomponenten ist prinzipiell zu beachten, dass die Zusatzkosten durch sich ändernde Investitionen in konventionelle Anlagen die Zusatzkosten des Betriebs beeinflussen. Wie oben diskutiert, hängen die Zusatzkosten von den Modellannahmen, der Modellierungsmethode, dem System und dessen Entwicklung ab. Ein direkter Vergleich der mit unterschiedlichen 29
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