Windfinsternis als Ergebnis einer Sprungfunktion in der EEG-Vergütung

Abstract

Aufgrund der Vorgaben der europäischen Kommission (keine Förderung bei negativen Preisen) zur Genehmigung von staatlichen Beihilfen findet sich in §51 EEG 2017 die Regel, dass bei einer Phase von 6 Stunden oder länger mit negativen Preisen am Spotmarkt die Förderung gestrichen wird.

Diese Regel entspricht einer Sprungfunktion in der Vergütung, die bei kleiner Veränderung des Systems - ablesbar am Marktpreis - eine substantielle Änderung der Vergütungsfunktion bewirkt. Ein erheblicher Teil von EE-Erzeugungsanlagen (aktuell sind rund 10 GW installierter Kapazität mit Inbetriebnahme ab Januar 2016 von dem §51 EEG betroffen) erhält den Anreiz, herunterzufahren. Zur Erhaltung der Systembilanz muss die gleiche Leistung hochfahren. Hierbei reicht es nicht, auf eine ausgeglichene Bilanz innerhalb der üblichen 15min-Abrechnungszeiträume zu achten, sondern das Herunter- und Hochfahren unterschiedlicher Marktakteure muss im Sekundenmaßstab synchronisiert erfolgen, um schädliche Auswirkungen auf die Frequenzstabilität zu vermeiden.

Hierbei ist ähnlich wie bei der Sonnenfinsternis im März 2015 die Herausforderung für Übertragungsnetzbetreiber der hohe Leistungsgradient und weniger der Energieverlust. Der Beitrag soll die möglichen Auswirkungen der negative-Preise-Regel diskutieren, Lösungsmöglichkeiten aufzeigen und Akteure sensibilisieren.

Full text

Windfinsternis
als Ergebnis einer Sprungfunktion
in der EEG-Vergütung
Gunnar Kaestle
Arbeitskreis Energie (AKE),
Verhandlungen der Deutschen Physikalischen Gesellschaft e.V.
Mo, 2018-03-05, Erlangen

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Windfinsternis
Agenda
§Sichtbare Symptome und Begriffserläuterung
§Negative Preise als Auslöser
§Schädliche Auswirkungen
§Lösungsvorschlag

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Windfinsternis
Windfinsternis am 30. April und 1. Mai 2017
Quelle: EPEX Spot,
Day-Ahead-Auction
Bildquelle: Fraunhofer ISE, Energy Charts
Montag
2017-05-01
Börsenpreis
Sonntag
2017-04-30
Offshore-Windparks mit Inbetriebnahme bis 2015-12-31
Offshore-Windparks mit Inbetriebnahme ab 2016-01-01
ca. 800
MW
Gode Wind I, Gode Wind II, Sandbank:
Windfinsternis
€/MWh
25
0
-25
-50
-75
Betroffene Kapazitäten in DE:
2,0 GW Offshore Wind
4,6 GW Onshore Wind in 2016
5,3 GW Onshore Wind in 2017
1,1 GW Große PV (³500 kW pro Anlage)
--------------------------------------------------------
³10 GW Summe installierter EE-Kapazitäten
Gode I+II:
Netzüberlastung oder
Sturmabschaltung?
ca. 1800
MW

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Windfinsternis
Windfinsternis am Jahreswechsel 2017/18
Bildquelle:
Fraunhofer ISE, Energy Charts
Einspeisende neuere Offshore-Windparks:
Gode Wind I, Gode Wind II, Nordsee One, Sandbank
Negative Preise
Lastschwache Periode mit hoher Einspeisung von Windenergie
§So, Heilig Abend (21:00 –08:00)
§Mo, 1. Weihnachtsfeiertag (00:00 –08:00)
§Di, 2. Weihnachtsfeiertag (02:00 –09:00 & 10:00 –16:00)
§Mo, Neujahr (23:00 –15:00)

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Windfinsternis
Sonnenfinsternis am 2015-03-20
³30 GW
Bildquelle: ENTSO-E
Maximaler Leistungseinbruch bei klarem Himmel
Klarer Himmel
Teilversch a t t u n g
60
50
40
30
20
10
0
8:00 8:30 9:00 9:30 10:00 10:30 11:00
UTC
PPV in GW
ca. 2・1,5 h
Unterschied

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Windfinsternis
Gemessene Einspeisung am 2015-03-20
³
20 GW
Bildquelle: ENTSO-E
& Solar Power Europe
ca. 1,5 h
40
35
30
25
20
15
10
5
0
PPV in GW
Nicht die fehlende Energie,
sondern der
Leistungsgradient
ist problematisch.

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Windfinsternis
Agenda
§Sichtbare Symptome und Begriffserläuterung
§Negative Preise als Auslöser
§Schädliche Auswirkungen
§Lösungsvorschlag

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Windfinsternis
Europäische Kommission, DG Competition
§Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020
(2014/C 200/01)
3.3.2.1. Beihilfen zur Förderung von Strom aus erneuerbaren
Energiequellen: "Es werden Maßnahmen getroffen, um sicherzustellen,
dass die Stromerzeuger keinen Anreiz haben, Strom zu negativen
Preisen zu erzeugen.“
§Umsetzung in Deutschland im Rahmen des EEG
-Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014, 24(1)
-Erneuerbare-Energien-Gesetz 2017, 51(1)
“Wenn der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone für Deutsch-
land am Spotmarkt der Strombörse in der vortägigen Auktion in min-
destens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist, verringert
sich der anzulegende Wert für den gesamten Zeitraum, in dem die
Stundenkontrakte ohne Unterbrechung negativ sind, auf null.”

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Windfinsternis
Leistungsänderung innerhalb der Energiehandelsblöcke
1 2 3 4 5 Zeit t in h
Marktpreis p in €/MWh
EE + Konv. Erzeugung P in GW
Variable K oste n
Perfekte Synchronisierung
der Auf-und Abbewegung?
+ Markt-
prämie
Marktpreis > 0
EE-Anlagen
Konventionelle Erzeugung
Marktpreis < 0

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Windfinsternis
kumulierte Kapazität P in GW
Preis p in €/MWh
0
neg
.
pos.
Systemlast
in Betrieb AUS
kumulierte Kapazität P in GW
Preis p in €/MWh
0
neg.
pos.
f-EE
Konventionelle
Erzeugung mit
signifikanten An-
und Abfahrkosten
f-EE
Konvent.
Erzeugung
Systemlast
in Betrieb AUS
Umsortierung der Merit-Order nach Verlust der Marktprämie

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§Sichtbare Symptome und Begriffserläuterung
§Negative Preise als Auslöser
§Schädliche Auswirkungen
§Lösungsvorschlag

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Windfinsternis
Deterministische Frequenzabweichungen bei steilen Rampen
Bildquelle:
Weißbach,
Welfonder:
High Frequency
Deviations
within the
European
Power System,
VGB PowerTech
06-2009, S. 27

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Windfinsternis
§Reglungstechnisch sinnvolles Verhalten auch von ökonomischen
Systemen
§Gut zu untersuchende LTI-Systeme (linear time-invariant) als
Zielvorstellung
§Vermeiden von Totzeiten
§Vermeiden von Totbändern
§Vermeiden von Hysteresen
§Vermeiden von harten Schaltschwellen (Sprungfunktion)
-Vergütungssprung von ca. 50 €/MWh
-Hohe Gleichzeitigkeit, da über Preissignale synchronisiert
Es geht ums Prinzip!

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Windfinsternis
Elektrizitätsmarkt als nicht-linearer Regelkreis
Nicht disponible
Störgrößen PV &
Wind
PRL
Lastprognose:
endogene (Zeit)
und exogene
Faktoren (Wetter) Merit Order
Tech-
nologie
pel
Brenn-
stoff
pBS
Kfix, ηel etc
PPV+Wind
Strompreis
Bulk-
Speicher
dez.
Speicher
Ver-
braucher
Kraftwerks
park
Strom-
markt
PLast
Steuern,
Abgaben (nat.)
Netznutung
(regional)
pel (Enkunde)
pel (EPEX)
Netz
Störgrößen (Prognosefehler
Erz.+Verb., Ausfälle aller Art)
physikalisch messbare Größen
(f,U,P,Q,etc.), ∑P=0, fsoll=50Hz
MS
NS
NS
Regelleistung mit PID-
Charakteristik &
unterschiedlichen
Zeitkonstanten
Lokale
Schalt-
optionen
Welt der Physik: Netzbetrieb
Welt des Geldes: Strommarkt
Redis-
patch
Fahrpläne der PKnoten(t)
Bilanzkreise
(„Kupferscheibe“)
Zeitkonstanten
Energiemarkt:
- Future (Jahre)
- Day Ahead
-Intra-Day
Zeitkonstanten des Kapazitätsabrufs: Momentanreserve 0-
30s, PRL 30s-5min, SRL 5min-¼h, MRL ¼h-1h
P KW-Park

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Windfinsternis
Einspeisevorrang der Erneuerbaren?
Marktinduziertes Abregeln bei negativen Preisen
Bildquelle: Bruno
Burger, FhG ISE

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Windfinsternis
Abregeln von nutzbaren Überschüssen?
Vollbenutzungsstunden Tain h
0 GW
1000 GW
-1000 GW
-500 GW
500 GW
2. Sektorenkopplung
P2H, P2G, P2T, etc.
1. Kurz-und langfristige Speicherung
zur Deckung der Restlast
Ein Beispielszenario für die EU
1000 GW PV –ca. 1000 TWh
1000 GW WEA –ca. 2000 TWh
Restlast mit Defiziten
und Überschüssen

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Agenda
§Sichtbare Symptome und Begriffserläuterung
§Negative Preise als Auslöser
§Schädliche Auswirkungen
§Lösungsvorschlag

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Windfinsternis
Teleologische Interpretation als langfristige Option
§Guidelines on State aid for environmental protection and energy
2014-2020 (2014/C 200/01)
3.3.2.1. Aid for electricity from renewable energy sources
"measures are put in place to ensure that generators have no
incentive to generate electricity under [considerable] negative prices“
§Das Marktprämienmodell führt bereits zu einem Abregeln von EE-
Anlagen bei moderat negativen Marktpreisen.
§Negative Preise sind wertvolle Signale, die auf unflexible Anlagen im
disponiblen Kraftwerkspark wirken.
§Solar- und Windenergie sind nicht preiselastisch, d.h. bei höheren
Marktpreisen ist die elektrische Energieproduktion aus EE tendentiell
niedriger bei höheren Preisen.

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Windfinsternis
Intelligentes Bieten als kurzfristige Option
§Das EEG 2017 stellt klar:
-Referenzpreis ist die Day-Ahead-Auktion (DA)
-Keine prinzipielle Änderung von EEG 2014 nach EEG 2017, z.B.
die Intraday-Eröffnungsauktion oder der ID3-Preis als Referenz
§Falls der Day-Ahead-Preis nicht unter Null fällt, bleibt die EEG-Zahlung
bestehen, sogar wenn der Intraday-Preis negativ wird.
§Empfohlende Bietstrategie:
-Abgabe von DA-Verkaufsgeboten mit positivem Limit (z.B. mit den
Grenzkosten ohne Einbeziehung der Marktprämie, vgl. mit
variablen Wartungskosten)
-Falls nur EE-Teilmengen am DA-Markt verkauft werden können,
kann der Rest im Intraday-Markt vermarktet werden, ohne dass ein
negativer ID-Preis die EEG-Zahlung beeinträchtigt.

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Windfinsternis
Fragen zum Vortrag?
Entweder jetzt oder später:
gunnar.kaestle@tu-clausthal.de
Tel. 05323 997724
Qualitätsfunktion
nach G. Taguchi

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Windfinsternis
Backup-Folien

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Windfinsternis
§Norbert Wiener: Kybernetik
§Wissenschaft der Steuerung & Regelung
§Cybernetics or Control and Communication
in the Animal and the Machine, 1948
§Kybernètès = Steuermann
§Jay Forrester: Systemdynamik
§Simulation und Analyse komplexer Systeme
§insbesondere sozio-ökonomische Modelle
§World3 – Die Grenzen des Wachstums, 1972
Steuer-und Regelungstechnik
Quelle: Wikimedia
Quelle: Wikimedia

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Windfinsternis
§Anlage (Regler) reagiert auf das Preissignal
§Markt (Regelstrecke) reagiert auf die Erzeugungsleistung
§Geschlossener Regelkreis, allerdings ist das Marktprämienmodell
vor allem für disponible Anlagen sinnvoll (vgl. Preiselastizität)
Regler
(Anlage)
Strecke
Sollwert
(Grenzkosten)
Marktpreis p(t)
Regelab-
weichung
(Deckungs-
beitrag)
Stellgröße
(Netzein-
Speisung)
Marktteilnehmer
(Verbraucher,
Erzeuger, Speicher)
Marktprämie (fix)
Preissignal in der geschlossenen Regelschleife
-

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Windfinsternis
§Typ Erntemaschine
-nutzt nicht-speicherbare Primärenergie
-nicht disponibel / dargebotsabhängig und preisunelastisch
-WEA, PV, Laufwasser, etc.
-fester Einspeisetarif bzw. gleitende Marktprämie
§Typ Lastfolgeeinheit
-nutzt speicherbare (Primär)energie
-disponibel / steuerbar und preiselastisch
-Speicherwasser, Biomasse, KWK, EESS, etc.
-flexible, gehebelte Marktprämie
Refinanzierungsmechanismen des CAPEX

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Windfinsternis
§Schaltkosten KSbedingen
-Verzögertes Zuschalten (erhöhte Strompreise)
-Verzögertes Abschalten (negativer Deckungsbeitrag)
§Breite der Hysterese wird bestimmt durch die erwartete Länge h des
kommenden Ein- bzw. Aus-Zyklus KS/h
Preissignal p(t)
Grenz-
kosten kvar
Leistung P
KS/h
Marktverzerrung durch Hysterese

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Windfinsternis
§Diskrete Einzelausgaben
beim Zustandsübergang
(„Schaltkosten“)
§Entscheidungsrelevant:
beeinflussbare Kosten der
Zukunft
§Kosten für An- und
Abfahrvorgang werden
eingepreist
A
B
Hysterese beim Übergang zwischen A und B:
Strompreisniveau
A. deckt variable Kosten + Schaltkosten
B. deckt variable Kosten nicht - Schaltkosten
Hysterese durch An-und Abfahrkosten

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Windfinsternis
§Diskrete Schaltkosten KSentsprechen Investitionsausgaben
§Breite der Hysterese KS/a wird bestimmt durch die
Abschreibungsdauer und die Eigenkapitalverzinsung
§Weite Bandbreite ohne Reaktion auf Marktsignale
§Nichtlineares Verhalten
kum. Bruttomarge
in €/(kW a)
Fixkosten
Kfix p.a.
Zu bau
KS/a
Rück bau
0
Investitionsniveau
Anpassungsmangel in der langen Frist

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Windfinsternis
§Diskontiertes Integral des Energieflusses als physikalische Bezug
§Energieinvestition (kumulierter Energieaufwand für den Bau)
§Nutzbare Endenergie zahlt investierte Energie zurück
§Energetischer Kapitalwert mit internen Zinsfuß entspricht
„natürlichem“ energetischen Zins
Exergy & Energy Discounting
Quelle: Bruce Hannon, 1982

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Windfinsternis
Reinvestitionen in langlebige Energieinfrastruktur I
Quelle: Charlie Hall

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Windfinsternis
Reinvestitionen in langlebige Energieinfrastruktur II
Quelle: Charlie Hall