ein geeignetes Modell zur kosteneffizienten CO 2 - VRE
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Windstrom<strong>ein</strong>speisung in drei auf<strong>ein</strong>ander folgenden Jahren im<br />
Monat Januar (2004, 2005, 2006) verwiesen (siehe Abb. 3). Demnach<br />
lässt sich nicht nur der konkrete Verlauf, sondern auch die über<br />
<strong>ein</strong>en längeren Zeitraum <strong>ein</strong>gespeiste Menge kaum vorhersehen.<br />
Eine <strong>ein</strong>igermaßen belastbare Einschätzung, in welcher Höhe und<br />
mit welchem Verlauf die Strom<strong>ein</strong>speisung aus Windkraftwerken<br />
erfolgt, ist erfahrungsgemäß frühestens 24 Stunden im Voraus<br />
ermittelbar. Doch selbst dann besteht die Gefahr, dass durch Nichtzutreffen<br />
der Wetterprognose im Ist <strong>ein</strong>e völlig andere Strom<strong>ein</strong>speisung<br />
stattfindet. Zu Fragen der Prognosegenauigkeit später mehr.<br />
Methode der Bewirtschaftung des<br />
EEG-Bilanzkreises<br />
Die Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE Transmission) führt<br />
in Über<strong>ein</strong>stimmung mit der Stromnetzzugangsverordnung vom 25.<br />
Juli 2005 die EEG-Strommengen in <strong>ein</strong>em gesonderten Bilanzkreis<br />
(Abb. 4). Wie bei jedem anderen Bilanzkreis ergibt sich viertelstündlich<br />
<strong>ein</strong> Überschuss oder <strong>ein</strong> Defizit, welches der Bilanzkreisverantwortliche<br />
ausgleichen muss. Der Ausgleich erfolgt, indem<br />
basierend auf der Wetterprognose zunächst am Vortag für den<br />
Folgetag an der Börse überschüssiger Strom vermarktet oder<br />
fehlender Strom stundenweise gekauft wird. Ändert sich die Einspeisung<br />
am laufenden Tag gegenüber der Prognose, muss innertags<br />
weiterer Handel vorgenommen werden. Die verbleibende<br />
Abweichung wird durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen.<br />
Der EEG-Ausgleich stellt dabei <strong>ein</strong>e große Herausforderung dar. Erstens<br />
verfügt die VE Transmission als Übertragungsnetzbetreiber<br />
über k<strong>ein</strong>e eigenen Kraftwerke, mit denen sie die Schwankungen<br />
ausgleichen könnte. Zweitens sind wegen der erheblichen Leistungsänderungen<br />
im Tagesverlauf teilweise mehrere 1 000 MW über<br />
Ausgleichshandel zu bewältigen. Die all<strong>ein</strong> in der Regelzone Vattenfall<br />
im Tagesverlauf auszugleichenden Leistungsbeträge zeigt Abb. 5.<br />
Dort sind die geordneten Differenzen zwischen dem täglichen<br />
Maximum und Minimum der Wind<strong>ein</strong>speisung dargestellt. Im Jahr<br />
2005 war z. B. zum Ausgleich der Schwankungen der über das EEG<br />
durch VE Transmission gewälzten Strommenge von 15 TWh <strong>ein</strong>e<br />
zusätzliche Strommenge von 20 % erforderlich.<br />
Mit der <strong>zur</strong> Verfügung stehenden klassischen Regelleistung (derzeit<br />
ca. 1 300 MW), die allerdings gemäß UCTE-Regeln <strong>zur</strong> Erfüllung<br />
anderer Aufgaben dient, könnte nur <strong>ein</strong> teilweiser Ausgleich dieser<br />
Abweichungen erreicht werden. So hätte im Jahr 2005 all<strong>ein</strong> an<br />
Abb. 5 Geordnete Differenz zwischen täglichem Max/Min der<br />
Wind<strong>ein</strong>speisung in der Regelzone Vattenfall im Jahr 2005<br />
ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 56. Jg. Special 6/2006<br />
ca. 150 Tagen die gebundene Regelleistung nicht ausgereicht, um die<br />
Windstochastik auszugleichen.<br />
Abb. 6 Einspeiseverlauf Windstrom und vorherige Prognose<br />
Abb. 7 Fehlerverteilung von Prognose und Hochrechnung im Monat<br />
März 2006<br />
Abb. 8 Dauerlinie von Prognose und Hochrechnung der Wind<strong>ein</strong>speisung<br />
im Monat März 2006, Regelzone Vattenfall<br />
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