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Jahresbericht 2007 - FGE - RWTH Aachen University

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STUDIENBEISPIELE 2.1.2

STUDIENBEISPIELE 2.1.2 Einflussgrößen Angebotsseite Die Erlöse aus zugebauter Kraftwerksleistung werden stark beeinflusst durch den Kraftwerkspark, in den die neue Erzeugungsleistung eingebracht wird. Dabei sind die Erzeugungsstruktur, d. h. die Zusammensetzung des Kraftwerksparks nach Technologie und Primärenergie sowie die Höhe der freien Leistung relevant. Unter der freien Leistung ist die Differenz der verfügbaren Erzeugungsleistung und der Nachfrage zu verstehen. Der Kraftwerkspark erfährt in seinem zeitlichen Verlauf verschiedene Zu- und Rückbauten und verändert sich in seiner Struktur sowie bzgl. der freien Leistung. So werden im Betrachtungszeitraum in erheblichem Umfang alte Anlagen durch moderne Kraftwerke ersetzt. Weiterhin tritt mit den neuen EU-Ländern zusätzliche freie Leistung in Konkurrenz zu der installierten Kapazität im westeuropäischen System. Die erwartete zeitliche Entwicklung des aggregierten Kraftwerksparks im betrachteten System zeigt Bild 2 für exemplarische Jahre [4-10]. 600 GW installierte Leistung 400 300 200 100 0 2010 2016 2020 2030 LWKW PSKW SKW Öl/Sonstige Gas Bild 2: Entwicklung des Kraftwerksparks (D + A + I + CH + F + B/NL + EU-Ost) Steinkohle Braunkohle Kernenergie Der Ausbau von Windenergieanlagen (WEA) wird insbesondere in Deutschland stark politisch gefördert. Prognosestudien machen hinsichtlich der Entwicklung der ausgebauten WEA-Leistung stark unterschiedliche Aussagen. Bild 3 zeigt für die betrachteten Länder Prognosen bzgl. des minimal sowie maximal zu erwartenden Ausbaus, der in späteren Jahren durch off-shore WEA dominiert ist [10, 11]. Weiterhin ist die Einspeisecharakteristik von WEA zu berücksichtigen, die in ihrer Erzeugung stark dargebotsabhängig und saisonal wie täglich unterschiedlich hoch ist. Aus dieser fluktuierenden Einspeisung ergibt sich ein erhöhter Bedarf an Reserve, insbesondere Minuten- bis Stundenreserve, was Rückwirkungen auf den thermischen und hydraulischen Kraftwerkseinsatz hat. 120 GW installierte Leistung 80 60 40 20 0 min. WEA-Ausbau max. WEA-Ausbau 2010 2016 2020 2030 Bild 3: Ausbau der installierten WEA-Leistung EU-Ost I CH B/NL Nachfrageseite Auf der Nachfrageseite wird die in den einzelnen Ländern im betrachteten Zeitraum zu erwartende Entwicklung des Bedarfs an Fahrplanenergie sowie an Reserveleistung abgebildet. Die Nachfrage nach Fahrplanenergie hat, je nach Region und Zeitpunkt, einen charakteristischen Verlauf. Bei z. B. stündlich aufgelöster Lastkurve kann ein typischer Tages- sowie Wochenverlauf erkannt werden. Weiterhin sind saisonale Charakteristika erkennbar; die nachgefragte Energie ist im Winter bspw. größer als im Sommer. Unter der Annahme, dass sich die Nachfragecharakteristik nicht grundlegend ändert, kann daraus sowie aus dem prognostizierten Lastanstieg die in den einzelnen Ländern zu erwartende Last im betrachteten Zeitraum abgebildet werden. Der Bedarf an Reserveleistung kann, je nach Reserveart, anhand des Last- und Windprognosefehlers sowie der Leistung der größten Erzeugungsblöcke dimensioniert werden. Da sich die Nachfrage nach Fahrplanenergie und die maximale Blockgröße im System kaum ändern, ist die im Betrachtungszeitraum in einigen Ländern stark zunehmende installierte WEA-Leistung Hauptursache für eine steigende Reservenachfrage. Bei einem großflächigen und starken WEA-Ausbau, bei dem die installierte WEA-Leistung betragsmäßig 20 % bis 40 % der Höchstlast erreichen könnte, erhöht sich primär der Minutenreservebedarf. In guter Näherung kann ein linearer Anstieg für Länder mit starkem WEA- Ausbau, bspw. Deutschland, um etwa 500 MW zusätzlicher Minutenreserve pro 1000 MW zusätzlich installierter WEA-Leistung unterstellt werden, wobei für schwachen WEA-Ausbau der zusätzliche Reservebedarf vergleichsweise gering ist [12]. Wirtschaftliche und politische Entwicklungen Als wirtschaftliche Einflussgröße auf die Erlössituation von Kraftwerksausbauten sind die Primärenergiepreise zu nennen. Die Erzeugungskosten und damit der Einsatz 110 IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 A F D

der thermischen Kraftwerke wird maßgeblich durch die Primärenergiepreise bestimmt. Die Entwicklung der Primärenergiepreise für den untersuchten Betrachtungszeitraum wird aus der Konsolidierung und Analyse einer Vielzahl von Prognosestudien bestimmt. Zudem ist zu berücksichtigen, dass aufgrund der unterschiedlichen Standorte der Kraftwerke unterschiedlich hohe Transportkosten anfallen, was in dieser Studie durch länderspezifische Primärenergiepreise abgebildet wird. Als politische Einflussgrößen werden die Auswirkungen der Einführung von Emissionsrechten für Kohlendioxid (CO 2 ), sog. Zertifikaten, sowie die Auswirkungen durch die EU-Wasserrahmenrichtlinie (EU-WRR) berücksichtigt. Durch die Einführung von CO 2 -Zertifikaten haben sich für Betreiber fossil gefeuerter Kraftwerke seit dem 01.01.2005 neue Rahmenbedingungen ergeben. So werden seitdem entsprechend der angestrebten Gesamtmenge an zulässigem CO 2 -Ausstoss auf Basis einer nationalen Bemessungsgrundlage jedem Emittenten Emissionszertifikate zugeteilt (Nationaler Allokationsplan), die unter den Emittenten, aber auch anderen Marktteilnehmern, gehandelt werden können. Bei der Erzeugung elektrischer Energie fallen je nach Kraftwerk und Primärenergie unterschiedlich hohe spezifische CO 2 -Emissionen an, die mit dem Preis eines Emissionszertifikats monetär bewertet werden können [13]. Die EU-WRR sieht die Festlegung von Pflicht- und Restwassermengen für Fliessgewässer und maximale Schwallbewegungen bei Speicherkraftwerken vor. Das kann zu einer deutlichen Einschränkung der erzeugbaren Energiemenge bei Wasserkraftwerken bzw. der flexibel einsetzbaren Leistung bei Speicherkraftwerken führen. Marktgrenzen Relevant für die Erlössituation von Kraftwerksausbauten ist die Abgrenzung der Absatzmärkte. So sind neben den nationalen Märkten für Fahrplanenergie auch ausländische Märkte zugänglich, um Kraftwerkskapazitäten zu vermarkten. Ein Handel ist zwischen allen betrachteten Ländern möglich. Zusätzlich zur grenzüberschreitenden Lieferung von Fahrplanenergie wird die Vorhaltung und der Abruf von Minutenreserve international abgebildet. Einschränkendes Kriterium für den grenzüberschreitenden Handel stellen die Übertragungskapazitäten an Landesgrenzen im betrachteten System dar. 2.1.3 Ableitung von Szenarien Ausgehend von einem sog. Erwartungswertszenario (EW-Szenario) der zukünftigen Marktpreisentwicklung, das eine „wahrscheinliche“ Entwicklung der wesentli- STUDIENBEISPIELE chen Einflussgrößen beinhaltet, werden für Einflussgrößen, die im Betrachtungszeitraum mit großen Unsicherheiten behaftet sind, mit Hilfe zusätzlicher Szenarien Variationen vorgenommen, um die Bandbreite der möglichen Realisationen in der Zukunft nachzubilden. Im EW-Szenario ist die Entwicklung des Kraftwerksparks in den einzelnen Ländern (inkl. der EU-Ost Länder) mit Berücksichtigung des Kernenergieausstiegs in Deutschland, eine Entwicklung der national differenzierten Primärenergiepreise gemäß der Prognosen, ein mittlerer WEA-Ausbau sowie ein internationaler Minutenreservehandel angenommen. Auf Basis der Ergebnisse von Szenarien der zukünftigen Marktpreise, in denen die Entwicklung der Einflussgrößen singulär verändert wird, werden weitere Szenarien generiert, in denen mehrere Einflussgrößen auf die Erlössituation der Ausbauoptionen kombiniert modifiziert werden. 2.1.4 Marktsimulation Zur Ermittlung der fundamentalen Preiskomponente wird das Verfahren der Marktsimulation angewandt. Dabei wird die Nachfrage in Form einer zeitvariablen Last durch die in den jeweiligen Jahren des Untersuchungszeitraums zur Verfügung stehenden Kraftwerke unter Einhaltung technischer Nebenbedingungen sowie der Vorhaltung von Reserve gedeckt. Dazu wird ein Optimierungsproblem mit der Zielfunktion formuliert, mit minimalen variablen Erzeugungskosten der thermischen Kraftwerke sowie optimalem Einsatz der Wassermengen hydraulischer Kraftwerke die Nachfrage zu jedem Optimierungszeitpunkt zu decken. Somit wird das betrachtete System volkswirtschaftlich optimiert. Als Nebenbedingungen müssen bspw. Restriktionen für den Kraftwerksbetrieb sowie begrenzte Kapazitäten des Übertragungsnetzes an den jeweiligen Landesgrenzen berücksichtigt werden, da diese Rückwirkungen auf den Kraftwerkseinsatz und somit auf die Kostenstruktur haben. Dabei werden die zuvor genannten Einflussgrößen und ihre Szenarien als Eingangsdaten genutzt. Wesentliches Ergebnis sind die stündlichen Grenzkosten für Deutschland, die fundamentale Komponente des Marktpreises. 2.2 Ermittlung der nichtfundamentalen Preiskomponente Zur Ermittlung der historischen nichtfundamentalen Preiskomponente werden zunächst Marktsimulationen für vergangene Jahre durchgeführt. Die Differenz zwischen den realisierten Spotmarktpreisen an der EEX und den ermittelten, historischen Grenzkosten stellt die nichtfundamentale Preiskomponente für den zu Grunde gelegten Zeitraum dar. IAEW – FGE – JAHRESBERICHT 2007 111

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