Ein "fokussierter" Kapazitätsmarkt für den deutschen Strommarkt: Eine ökonomische Analyse mit Blick auf gasbefeuerte Turbinenkraftwerke

2.1.2 Stromübertragung

Zur Übertragung des erzeugten Stroms findet in Deutschland ein sogenanntes Verbundnetz Anwendung. Dieses zeichnet sich durch die Anbindung vereinzelter Erzeugungsanlagen miteinander aus. Wenn nun ein einzelnes Kraftwerk ausfallen sollte, kann die Leistung der anderen an das Netz gebundenen Kraftwerke erhöht werden, sodass ein Ausgleich der fehlenden Leistung entsteht. Bei früher verwendeten Inselkraftwerken war ein solcher Leistungsausgleich nicht möglich.^[1] Das Verbundnetz, mit einer Länge von 1,7 Mio. km Leitungen, lässt sich zum Zwecke der Übertragung von unterschiedlichen Spannungen in folgende Ebenen gliedern:

1. Höchstspannung (HöS) mit Betriebsspannungen von 220 kV und 380 kV
2. Hochspannung (HS) mit Betriebsspannungen >60kV bis <220kV
3. Mittelspannung (MS) mit Betriebsspannungen zwischen 6 kV und <60 kV
4. Niederspannung (NS) mit einer Betriebsspannung von 0,4 kV

Da die Spannung in den Kraftwerken mit 10 bis 21 kV produziert wird, muss sie durch Transformatoren hochgespannt werden, um im Anschluss in den verschiedenen Spannungsebenen in Stückelung bis auf verbraucherfreundliche 230 V Steckdosenkapazität wieder runtertransformiert zu werden.^[2] Abbildung 4 stellt das Verbundnetz mit den verschiedenen Spannungsebenen dar. Deutlich erkennbar wird aus dieser Grafik, dass großindustrielle Anlagen, sowie der Schienenverkehr an Hochspannungsnetzen, und Endkunden, sowie Kleingewerbe an Verteilernetzen mit Mittel- bis Niederspannung angeschlossen sind. Der Transport großer Strommengen fällt unter die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Verbundnetz Deutschland; Quelle: emf-portal.de

Netzbetreiber gliedern sich in Verteilungsnetzbetreiber, mit der Aufgabe der Verteilung des Stroms inkl. Transport zum Verbraucher, und Übertragungsnetzbetreiber. Hier verwalten die vier Betriebe Tennet TSO, 50 Hertz, Amprion und Transnet BW die 4 deutschen Regelzonen als Übertragungsnetzbetreiber.^[3] Sie haben die Aufgabe den Strom über weite Strecken zu transportieren und eine Versorgungssicherheit für Ihre jeweilige Regelzone sicherzustellen. Geografisch teilen sich die Regelzonen wie in Abbildung 5 auf.^[4]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Deutsche Regelzonen der ÜNB`s; Quelle: Entso-E.com

Beim Übertragen großer Mengen an Strom zum Zwecke des Ausgleichs in die süddeutsche Region treten die Netzbetreiber aufgrund des wenig voranschreitenden Netzausbaus an ihre Grenzen. Aufgrund des Stromüberschusses, durch viele geografisch im Norden Deutschlands erbauter Windparks, ist ein beschleunigender Ausbau der Nord- Süd Trasse dringend erforderlich.

2.1.3 Stromverbrauch

Der Endverbraucher tritt als letztes Glied in der Versorgungskette auf. In Folge von Erzeugung und Übertragung des Stroms wird dieser in deutschen Haushalten zu verschiedenen Zwecken, wie Beleuchtung und Beheizung, sowie zur Betreibung von elektronischen Geräten, verwendet. Bei dieser Verwendung lässt sich je nach Jahres- und Tageszeit eine typische Verbrauchsstruktur erkennen. So wird im Winter bei kälteren Temperaturen mehr geheizt und durch die kürzeren Tagesverläufe deutlich erhöht beleuchtet. Weiterhin ist ein verbrauchstypischer Anstieg bei der Verwendung von Strom durch den Verbraucher in der Mittagszeit, die sogenannte „Mittagsspitze“, erkennbar. Abbildung 6 unterstreicht die typischen Lastverläufe eines Tages in einer Februar- und Juniwoche im Jahr 2013. Die im Tagesverlauf zunehmende Last erreicht, wie in der Grafik ersichtlich, mittags und abends ihre Extrema von bis zu 75 GW.^[5]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Lastkurve Wochenverlauf 2013; Quelle: Eigene Darstellung

Insgesamt ist der Stromverbrauch mit einem Wert von 596 Mrd. Kwh in 2013 leicht zurückgegangen, bedingt durch Effizienzsteigerungen und eine moderate Produktionsentwicklung der Industrie.^[6]

Im Vorjahr betrug dieser immerhin noch 607 Mrd. Kwh, was einem Rückgang von 1,8% bedeutet. Aus diesen Zahlen wird erkennbar, dass die Industrie mit ihrer Produktion einen Anteil von fast 70% am Stromverbrauch erfordert. Den übrigen Anteil bilden die knapp 40 Mio. Haushalte mit ca. 26%.

Als Folgerung der Tatsache, dass die Lastkurven, je nach Tages- und Uhrzeit, aber auch nach Jahreszeit sehr unterschiedlich ausfallen, muss eine ständige Anpassung des Kraftwerkparks bei der Stromerzeugung erfolgen. Erzeugung und Verbrauch müssen also effizient gesteuert werden, damit eine Netzstabilität von 50 Hertz zu jedem Zeitpunkt gewährleistet ist. Effizienter wäre eine Steuerung der Erzeugung über ein Smart Grid Netzwerk, wie es seit einigen Jahren in Bottrop als Pilotprojekt erprobt wird, sodass die Erzeugung mit dem unmittelbaren Verbrauch noch effizienter einhergeht.^[7] Leider ist eine Entwicklung dieser Netzwerke derzeit noch zu wenig ausgereift, um diese Technik flächendeckend einzusetzen. Da volatile, erneuerbare Energie bei ihrer Einspeisung bevorzugt behandelt wird, also laut EEG vorrangig abgenommen werden muss, wird der übrige Verbrauch durch den fossilen Kraftwerkpark gedeckt. Diese Differenz der zu deckenden Energiemenge wird als Residuallast bezeichnet.^[8] Sie fällt bei Unterdeckung positiv und bei Überdeckung negativ aus. Diese Residuallast gilt es zu decken, damit ein Gleichgewichtszustand von Erzeugung und Nachfrage sichergestellt ist. Kurzfristige Unterbrechungen können dann durch Regelenergie und Im- und Export von Strom gedeckt werden, worauf in späteren Kapiteln noch detaillierter eingegangen wird.

2.2 Fossile Erzeugungsanlagen

Da im weiteren Verlauf dieser Arbeit ein Auswirken fokussierter Kapazitätsmechanismen auf gasbefeuerte Turbinenkraftwerke stattfinden soll, gilt es grundlegend die Funktionsweisen thermischer Erzeugungsanlagen zu verstehen, um eine gemeinsame Basis zu schaffen. Dabei können Gasturbinenkraftwerke, Dampfturbinenkraftwerke und Kombikraftwerke, sogenannte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke, differenziert werden.

2.2.1 Gasturbinenkraftwerke

Gasturbinenkraftwerke arbeiten in einem Leistungsbereich von 10 bis 360 MW.^[9] Grundsätzlich wird zwischen open cycle (offener) und closed cycle (geschlossener) Betrieb unterschieden. Beim open cycle Betrieb wird Umgebungsluft angesaugt und komprimiert, bis sie unter Einspritzung von Erdgas/Heizöl in der Brennkammer reagiert. Dabei wird Energie freigesetzt, die bei Einwellenanlagen unmittelbar über eine verbundene Rotorwelle einen Generator antreibt, der über Induktion Strom erzeugt. Im „closed cycle“ Betrieb wird das Abgas wieder über einen Wärmetauscher in den Verdichter geführt, während es im „open cycle“ einfach an die Umgebungsluft abgegeben wird. Abbildung 7 illustriert Turbine eines Gaskraftwerks. Da Gasturbinenkraftwerke eine relativ schnelle Anfahrtszeit von ca. 5 Minuten aufweisen, werden sie in Deutschland meist zur Deckung von Spitzenlasten eingesetzt und mit weniger als 1.250 Volllaststunden im Jahr betrieben. Das häufige An- und Abfahren korreliert meist mit einem wenig effizienten Betrieb der Gasturbine. Damit verbunden ist ein geringer Wirkungsgrad, der den Betrieb des Kraftwerks in Verbindung mit hohen Brennstoffkosten bei Teillaststunden wenig effektiv gestaltet. Die Leistung der Gasturbine hängt außerdem sehr stark vom Ansaugdruck der Luft ab. Unter üblichen Umständen kann ein tatsächlich erreichter Wirkungsgrad von 28- 41% erreicht werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Gasturbine, Quelle: Kraftwerkforschung.info

In Ländern, wie z.B. der USA, werden Gasanlagen aufgrund des eigenen, hohen Aufkommens von Shale Gases aus Schieferschichten überwiegend zur Deckung des Strombedarfs eingesetzt.^[10] Betrachtet man die Emissionen von gasbefeuerten Kraftwerken, so kann mit recht moderaten Emissionswerten gerechnet werden. Kohlekraftwerke liefern hier einen deutlich höheren Ausstoß an Co2, weshalb ein erhöhter Einsatz dieser Kraftwerke mit den heutigen Klimaschutzzielen nicht konform erscheint. Gasturbinenkraftwerke weisen typische Leistungsgradienten von 30 MW/Min ohne eine Verkürzung der Lebensdauer auf, weshalb sich ein typischer Teillastbetrieb optimal eignet. Abbildung 8 zeigt eine typische Leistungsgradienten-Kurve der Gasturbine (stand alone) und veranschaulicht außerdem einen Gradientenvergleich zum GuD^[11]. Eine spezielle Möglichkeit zur Erzeugung und Bereitstellung von Blindleistung, die der Netzstabilisierung dient, stellt die Phasenschieberkupplung zwischen Generator und Gasturbine dar. Sie dient einem gesteuerten Abkuppeln des Generators und bietet mehr Flexibilität bei der Leistungsbereitstellung.^[12] Aufgrund der flexiblen Einsatzmöglichkeit von Gasturbinenkraftwerken bei der Deckung von Spitzenlastbändern, ordnet die EWI Studie ihnen einen besonderen Stellenwert, bei der Untersuchung der Entwicklung von Lastdeckung bis zum Jahr 2030, zu. Laut ihren Untersuchungen gehen bis 2030 39 GW neue Gaskraftwerke und 5,5 GW GuD Anlagen ans Netz zur Deckung flexibler Spitzenlasten.^[13]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Leistungsgradienten thermischer Kraftwerke; Quelle: eike-klima-energie.eu

2.2.2 Dampfturbinenkraftwerk

Dampfkraftwerke spalten sich auf in Kohle- und Kernkraftwerke und gehören heute mit einer Deckung von knapp 70% des deutschen Strombedarfs mit zu den wichtigsten Kraftwerken bei der Deckung der Grundlast. Hauptsächlich werden Brennstoffe, wie Braun- und Steinkohle, sowie Uran eingesetzt. Die derzeit größten Kraftwerksblöcke, die nur durch den Generator limitiert werden, bieten eine Leistung bis 1700 MW.^[14] Grundsätzlich wird Speisewasser nach einer Säuberung und Vorwärmung dem Dampfkessel zugeführt und durch Erhitzung zu Wasserdampf umgewandelt. Die benötigte Wärme zur Erzeugung des Dampfes erzeugt dabei die Brennkammer, in der der erforderliche Brennstoff (in Form von Braun- oder Steinkohle bei Kohlekraftwerken) bei seiner Verbrennung thermische Energie freisetzt, die das Wasser zu Dampf umwandelt. Bei Kernkraftwerken funktioniert das Prinzip der Wärmeerzeugung zur Erhitzung des Wassers mit einer Spaltung von Uran oder Plutonium als Kernelement. Der infolge dieses Prozesses entstehende, heiße und komprimierte Wasserdampf, treibt eine Turbine an, die an einen Generator gekoppelt ist, der den Strom erzeugt. In der Turbine entspannt sich der Frischdampfstrom in drei Stufen: Hochdruck, Mitteldruck und Niederdruck. Die entlang der Turbine angeordneten Dampfventile dienen der Steuerung und Regelung, sowie einer Verbesserung des Wirkungsgrades. Ein üblicher Wirkungsgrad von Dampfturbinen liegt bei modernen Erzeugungsanlagen bei etwa 48,5%.^[15] Prinzipiell lassen sich bei der Ventilsteuerung zwei Druckarten voneinander unterscheiden. Beim sogenannten Festlagerdruck handelt es sich um einen Sollwert des stationär festgehaltenen Drucks vor der Regelstufe. Da diese Variante eine relativ schnelle Regelungsart darstellt führt sie zu hohen Wärmespannungen in der dicken Bauteilswand der Dampfturbine, die damit Gefahr läuft, sich zu verformen. Beim Gleitdruckprinzip hingegen wirkt sich eine Abweichung der Drehzahl direkt auf den Kessellastgeber aus, der zu einer angepassten Befeuerung führt. Sie findet Anwendung bei Kraftwerken über 300 MW.^[16]

Abschließend zum Prozess der Stromgewinnung wird der Dampf abgekühlt, kondensiert und sammelt sich in Form von Wasser im Kondensator. Das gespeicherte Wasser findet im geschlossenen Kreislauf Anwendung in einer Wiederverwendung im Dampferzeuger. Ein wesentlicher Vorteil dieser Erzeugungsart begründet sich im geringen Co2 Ausstoß, solange wie nach neuer EEG Umlage Biomasse bei der Verbrennung verwendet wird. Entgegengesetzt dieser Annahme ist der Emissionsausstoß sehr hoch, weshalb sich der in der Regel recht günstige, variable Betriebskostenanteil durch teure Emissionszertifikate ineffizient gestaltet.^[17]

2.2.3 GuD Kraftwerke

Eine Kombination der Gas- und Dampfturbine bietet das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk, indem es die beiden erläuterten Prozesse effizient miteinander verknüpft. So können die 400 bis 600°C heißen Abgase der Gasturbine in einem Abhitzekessel zur Dampferzeugung genutzt werden und bieten derzeitige Nettowirkungsgrade von bis zu 61,8%.^[18] Unterschieden werden kann zwischen Einwellenanlagen (single shaft) und Mehrwellenanlagen (multi shaft), wobei jede Turbine mit einem eigenen Generator ausgestattet ist. Bei Mehrwellenanlagen ist die Gasturbine nicht mit der Welle der Dampfturbine zusammengeschaltet und bietet somit mehr Flexibilität, da sie im Teillastbetrieb hohe Gradienten von 38 MW/min und einen guten Wirkungsgrad erzielt. Das Verhältnis der Leistung teilt sich, sodass etwa 2/3 der erzeugten Leistung auf die Gasturbine und 1/3 auf die Dampfturbine zurückzuführen sind.^[19] Abbildung 9 illustriert eine Mehrwellen GuD Anlage. Bei entsprechender Entwicklung werden CO2 Reduzierungen auf bis zu 320 g/KWh in 2030 prognostiziert.^[20] Diese Reduzierungen des CO2 Ausstoßes der Kraftwerke ist nicht nur in besonderem Maße für die Umwelt wichtig, sondern auch in Folge der steigenden CO2 Zertifikatskosten für die Kraftwerksbetreiber. GuD Kraftwerke zeichnen sich durch relativ geringen Emissionsausstoß aus und bieten in Verbindung mit geringen Investitionskosten und hohem Wirkungsgrad eine gute Alternative zu anderen Kraftwerksarten. In Relation dazu müssen jedoch die hohen Stromgestehungskosten gesehen werden, die in Verbindung mit zukünftig steigenden Gaspreisen zu hohen Betriebskosten führen. Aus diesem Grund ist eine weitere Entwicklung der Effizienz zur Erzielung höherer Wirkungsgrade unabdingbar.

Aufgrund ihrer Flexibilität ist diese Kraftwerksform prädestiniert zum Decken von Mittel- und Spitzenlast, wobei zu erwähnen ist, dass ein Teillastbetrieb auch in Verbindung zu einem geringeren Wirkungsgrad steht. Auch geht der Teillastbetrieb mit einem erhöhten Gasverbrauch einher, womit sich die variablen Kosten des Betriebes erhöhen und ein Kraftwerksbetrieb bei hohem Teillastbetrieb unwirtschaftlich erscheinen lässt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 9: GuD Kombikraftwerk, Quelle: Kraftwerksforschung.info

2.3 Marktwirtschaftliche Grundlagen

Aufgrund des Wandels in der Energiewirtschaft, dem Deutschland in den letzten 15 Jahren seit Einführung des Energiewirtschaftsgesetztes (EnWG) unterlag, ist der deutsche Strommarkt grundlegend liberalisiert und nicht mehr als vertikales Monopol organisiert.^[21] Dadurch erhielt der Markt mehr Transparenz und es bestand nun erstmals die Möglichkeit, für den Endverbraucher einen Stromanbieter frei zu wählen, was eine Preissenkung zur Folge hatte. Die Entflechtung, auch „Unbundling“ genannt, versteht sich als Prozess, der die Bereiche Erzeugung, Netz und Handel aufbricht, damit es zu mehr Wettbewerb und Transparenz auf dem Markt kommt. Infolgedessen kann dem Stromhandel eine größer werdende Bedeutung zugeschrieben werden.

2.3.1 Börslicher Elektrizitätshandel

In Deutschland wird auf drei voneinander abgegrenzten Märkten Energie gehandelt. Diese spalten sich in Termin-, Spot-, und Regelenergiemarkt. Die deutsche Strombörse EEX (European Energie Exchange AG) in Leipzig stellt dabei den Handelsplatz für Energieprodukte dar. Sie entstand bereits im Jahr 2002 mit der Fusion der Leipziger Power Exchange und der Frankfurter European Exchange, um die Position im gesamteuropäischen Markt zu stärken.^[22]

2.3.1.1 Terminmarkt OTC

Auf dem Terminmarkt werden Produkte, wie Strom, Kohle, Erdgas und Emissionsrechte langfristig gehandelt, d.h., es werden sogenannte „Futures“ in bilateralen Verträgen zwischen den Marktteilnehmern gehandelt. Der Handel dieser langfristigen Terminkontrakte erfolgt OTC (over the counter) über das Clearinghouse der EEX und wird außerbörslich abgewickelt. Mit diesen Kontrakten sollen in erster Linie Preisrisiken in der Zukunft abgesichert werden, da je nach tatsächlicher Preisentwicklung entweder der Käufer oder der Verkäufer bei Fälligkeit des Kontraktes profitiert.^[23] Neben den gehandelten Futurekontrakten, die zu den unbedingten Termingeschäften gehören, bestehen sogenannte Optionen, bei denen der Vertragspartner vor der Erfüllung das Wahlrecht zwischen einer finanziellen Glattstellung oder Lieferung hat.^[24] Abbildung 10 verdeutlicht eine Zunahme des am Terminmarkt gehandelten Volumens von 20% für das Jahr 2013 auf insgesamt 112,4 TWh. Mit einem gehandelten Volumen von 26,8 TWh am Spotmarkt in 2013 wird die Relation erkennbar, dass der Terminmarkt deutlich mehr Anteil am Handelsvolumen bezieht.^[25]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Volumen am Terminmarkt; Quelle: Eigene Darstellung

2.3.1.2 Spotmarkt

Der Spotmarkt wird ausschließlich für kurzfristige Geschäfte mit physischer Erfüllung am Folgetag genutzt und unterscheidet sich in den Day Ahead und Intraday Markt, die am Handelsplatz des EPEX Spotmarktes stattfinden. Der Day Ahead bietet eine transparente Plattform, die Händlern die Möglichkeit bietet, täglich ihre Stromkontrakte über Auktionen bis 12:00 Uhr für den Folgetag zu beschaffen. Dabei werden Einzelkontrakte (Stunden) und Blockkontrakte (mehrere Stunden) gehandelt und können bereits um 12:40 Uhr, also kurz nach Gebotsende, eingesehen werden. Die eigentliche Auktion findet geschlossen statt, d.h., es wird weder Anbieter (Stromerzeuger) noch Nachfrager (Broker/Händler) bekannt, ob ihr abgegebenes Gebot den Zuschlag erhält. Die EEX generiert infolgedessen eine kumulierte Angebots- und Nachfragekurve, dessen Schnittpunkt es erlaubt, den Markträumungspreis zu bestimmen. Dabei erhalten der Verkäufer mit kleinerem Angebotspreis (in Bezug auf den Clearing Price) und der Käufer mit größerem Nachfragepreis den Zuschlag. Weiterhin ist die Tageszeit der gehandelten Kontrakte entscheidend für die Höhe des Zuschlags. So wird aus Abbildung 10 die „Peaktime“ ersichtlich, dessen Kontrakte zwischen 8:00 Uhr morgens und 20:00 Uhr abends werktags höher gehandelt werden, während Off Peak Produkte zwischen 20:00 Uhr und 08:00 Uhr des Folgetages, sowie an Wochenenden und Feiertagen, Anwendung finden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 10: Blockkontrakte der EPEX Spot; Quelle: Eigene Darstellung nach EPEX Spot

Die Kontraktgröße ist mit Minimum von 0,1 MW bis 1 MW im fortlaufenden Handel standardisiert beschränkt.^[26]

Im Gegensatz zum Day Ahead Markt erfolgt der Handel im Intraday Markt über Abgabe der Gebote bis zu 45 Minuten vor physischer Lieferung des Stroms und kennzeichnet sich als kontinuierlicher Handel, bei dem Betreiber ihre kurzzeitigen Abweichungen zeitnah ausgleichen können. Gehandelt werden jeweils 15 Minuten-, sowie Stundenkontrakte, die es den Übertragungsnetzbetreibern sehr kurzfristig erlauben, die eingeschätzten Fehlmengen ihrer gehandelten Day Ahead Kontrakte auszugleichen. Der Durchschnittspreis für gehandelte Kontrakte am Intraday Markt fällt mit 32,07 € im ersten Quartal 2014 zu 39,97 € in Q1 2013 und 43,54 € in Q1 2012 deutlich unter das Niveau der letzten Jahre.^[27] Der Grund dieses Effektes wird in folgenden Kapiteln näher erläutert. Das deutlich gehobene Handelsvolumen von 1.263,9 TWh im Jahr 2013 verzeichnet einen Anstieg von 36% gegenüber dem Vorjahr.^[28] Das erhöhte Volumen lässt Rückschlüsse auf die zunehmende Bedeutung des Erwerbs von kurzfristigen Kontrakten am Intraday Markt zu.

2.3.2 Regelenergiemarkt

Da die Netzfrequenz aufgrund der Versorgungssicherheit stabil auf 50 Hz gehalten werden muss, ist es von besonderer Bedeutung, Versorgungsengpässe und Leistungsüberschüsse effizient auszugleichen. Diese Schwankungen im Stromnetz, oft hervorgerufen durch Fehlprognosen, kurzfristige Abweichungen und Einspeisung volatiler Energiemengen, werden mit Produkten der Regelenergie ausgeglichen.^[29] Wenn durch Einspeisungen erneuerbarer Energien Leistungsüberschüsse im Stromnetz entstehen, so wird durch negative Regelenergie Leistung aus dem Netz entnommen, um Stabilität zu gewährleisten, während analog bei Engpässen positive Regelleistung zum Einsatz kommt. Jeder Kraftwerksbetreiber ist in der Lage, Regelenergie an die Übertragungsnetzbetreiber zum Ausgleich ihrer Netze zu verkaufen und somit lukrative Nebeneinkünfte zu erzielen. Die verschiedenen Produkte der Regelleistung differenzieren sich dabei in Primärregelleistung(PRL), Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserve (auch Tertiärregelleistung genannt).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11: Regelleistung; Quelle: amprion.net

Die primäre Regelleistung steht bei automatischer Aktivierung durch Frequenzabweichung von Kraftwerken innerhalb von 30 Sekunden für den Zeitraum von 15 Minuten zur Verfügung. Zu der Nachfrageerfüllung von Sekundärregelleistung hingegen kann es nach 5 Minuten, für einen Zeitraum von ebenfalls 15 Minuten kommen.^[30] Diese kann durch öffentliche Ausschreibungen wöchentlich erworben werden. Mit Kontrakten ab 5 Megawatt kann die Minutenreserve zur Netzstabilität von bis zu einer Stunde zum Einsatz kommen und steht ab 15 Minuten vollständig zur Verfügung. Mit dieser geringeren Mindestkontraktgröße für die Bereitstellung von Regelleistung ist es erstmals auch Unternehmen möglich, am Regelleistungsmarkt teilzunehmen.^[31] Im Gegensatz zum Spotmarkt, an dem ein einheitlicher Markträumungspreis besteht, wird die Regelenergie von den Kraftwerksbetreibern im pay-as-bid Verfahren vertrieben, d.h. Erzeuger bekommen, wenn sie den Zuschlag erhalten, genau die Höhe zu der sie geboten haben.^[32] Vorbehalt und Einsatz kurzfristig abrufbarer Regelenergiemengen zum Leistungsausgleich und zur Netzstabilisierung gewinnen zunehmend an Bedeutung. In einem heutigen Marktumfeld, geprägt von sinkenden Strompreisen und zunehmendem Ausbau EE, stellt Regelleistung eine wichtige zusätzliche Einnahmequelle für Kraftwerksbetreiber dar.

2.3.3 Emissionshandel

Da beim Erzeugen von Energie klimaschädliche Gase, wie z.B. Kohlenstoffdioxid, Lachgas, Methan, Kohlenwasserstoffe und Schwefelhexafluoride ausgestoßen werden, haben die Industriestaaten im Kyoto Protokoll im Jahr 1997 rechtlich verbindliche Emissionsminderungsziele festgelegt. Mit den festgelegten Zielen, die in erster Linie dem Klimaschutz dienen, soll eine CO2 Reduktion von 40% im Jahr 2020 zum Vergleich des Jahres 1990 erfolgen.^[33] Mit dem Beschluss des Europäischen Parlaments im Jahr 2005 ein Emissionshandelssystem für alle Mitgliedstaaten der EU ins Leben zu rufen, begann der Handel mit CO2 Zertifikaten. Dieses marktbasierende Instrument „Cap & Trade“ stellt eine Mengenbegrenzung der handelbaren Zertifikate dar und legt somit eine Obergrenze der zu handelnden Menge, zum Zweck der Emissionsbegrenzung, fest. Effekt dieser Bestimmung ist eine Selbstregulierung des Zertifikatpreises über Angebot und Nachfrage des Marktes, wobei ein Zertifikat einer Tonne CO2 entspricht. Während im Zeitraum von 2005 bis 2007 die Zertifikate komplett kostenlos an die Kraftwerksbetreiber und Energieversorger gegeben wurden, findet der Handel nun unter wöchentlicher Ausschreibung statt, mit dem Ziel, 100% der freigegebenen Zertifikate bis 2027 zu versteigern. Der aktuelle Preis kann täglich bei der EEX öffentlich eingesehen werden und liegt aktuell entgegen dem erwartet hohen Niveau bei niedrigen 5 Euro in Q1 2014, weshalb die Regierung die zu versteigernde Menge verknappen will, um ein höheres Preisniveau zu erreichen.^[34]

Da die im Mittelpunkt der Kraftwerksbetreiber stehende Preisgestaltung direkt von den Zertifikatskosten beeinflusst wird, wird im Folgenden auf den Preisbildungsmechanismus näher eingegangen.

2.3.4 Preisbildung nach dem Merit Order Prinzip

Die Kraftwerksbetreiber geben für die Bereitstellung ihrer bestimmten Strommenge Preisgebote ab, die je nach Leistung und Zeitspanne variieren. Dabei orientiert sich die Höhe des abgegebenen Gebots stark an den kurzfristigen Grenzkosten des Kraftwerks, da sie bei einer Unterschreitung Verluste generieren würden. Die variablen Grenzkosten bestehen zum größten Teil aus Brennstoffkosten, CO2 Zertifikatskosten, Betriebs- und Wartungskosten (sowie Kosten für das An- und Abfahren der Kraftwerke).^[35] Die abgegebenen Gebote werden anschließend von der EEX gesammelt, ausgewertet und in einer aggregierten Angebotskurve zusammengefasst. Das Ergebnis ist die Merit Order (eng. Wert Folge). Wie in Abbildung 13 erkennbar, werden die Erzeugungsarten entsprechend ihrer Angebotshöhe von klein nach groß sortiert aufgelistet. Analog zu dieser Angebotskurve steht nun die Nachfragekurve, die die Höhe der nachgefragten Last zu jeder Stunde bestimmt.^[36] Wenn nun z.B. eine Last von 55 GW nachgefragt wird, bestimmt das Kraftwerk mit den größten Grenzkosten den Preis; in diesem Fall ein GuD Kraftwerk mit 75 €/MWh. Alle Anbieter, die nun unter diesem Preis ihre Energie zur Verfügung gestellt haben, bekommen den Zuschlag, während Kraftwerke mit höherem Gebot nicht bedient werden. Dies bedeutet weiterhin, dass jene Erzeuger mit Gebotszuschlag die Differenz ihres Gebots und den preisbestimmenden Grenzkosten von 75 €/KWh als Gewinn betrachten dürfen, mit dem sie jedoch vorerst ihre fixen Kosten decken sollten. Typischerweise stehen Kraftwerke mit sehr kleinen Grenzkosten, wie z.B. Laufwasser oder Kernenergie, auf der linken Seite und Betreiber ineffizienter Kohlekraftwerke, sowie Gas- und ölbefeuerte Kraftwerke rechts. Falls das Szenario eines Versorgungsengpasses auftritt, so besteht eine erhöhte Nachfrage an zu erzeugender Energie. Die Betreiber können nun aufgrund hoher Nachfrage zu weit höheren Preisen anbieten und sind in der Lage, hohe Deckungsbeiträge einzufahren.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Typische Einsatzreihenfolge deutscher Kraftwerke; Quelle: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.

2.4 Zunehmende erneuerbare Einspeisung

2.4.1 Erneuerbare Energien

Die Energiepolitik forciert mit Blick auf die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien die Umsetzung ehrgeiziger Ziele zum Zwecke des Klimaschutzes. Neben einer Reduzierung klimaschädlicher Treibhausgase bis 2020 um 40% und einem Absenken des Primärverbrauchs um 20% bis 2020 und 50% bis 2050, soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis zum selben Jahr ganze 35% betragen. Weiterhin soll der Anteil bis 2030 auf 50% steigen und 2050 stolze 80% ausmachen.^[37] Zur Erreichung dieses Ziels wird nach dem EEG (erneuerbaren Energien Gesetz) der erzeugte Strom aus Windanlagen und PV laut §2 vorrangig abgenommen und ins Netz eingespeist, sowie durch die EEG Umlage vergütet. §1 sieht vor, zu niedrigen Kosten eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung erneuerbarer Energien zu fördern.^[38] Somit nimmt das EEG zur Regelung der erneuerbaren Energien eine besondere Stellung in der Gestaltung eines künftigen Energiekonzepts ein. Abbildung 12 illustriert eine Entwicklung der zunehmenden Erzeugung erneuerbarer Energien.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 13: Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, Quelle: Fraunhofer.de

Während Wasserkraft und Biogas regelbar sind, unterliegen Windkraft und Photovoltaik den geologischen Gegebenheiten und sind stark wetterabhängig, sodass sie als dargebotsabhängig bezeichnet werden. Konventionelle Erzeugungsanlagen können hingegen bedarfsabhängig einspeisen. Bei einer nach dem aktuellen Stand installierten Erzeugungskapazität von 36,8 GW Solar und 33,6 GW Wind kommt eine Gesamtkapazität von 70,4 GW zustande.^[39] Wenn nun eine durchschnittliche Last von 70 GW unterstellt wird, ist zu erkennen, dass ein hoher prozentualer Anteil an Residuallast von konventionellen Anlagen ausgeglichen werden muss. Da dieser Anteil fluktuierend ist und sehr starken Schwankungen unterliegt, aufgrund seines Dargebots an EE bei vorrangiger Abnahme, begegnen Kraftwerke, die Residuallast decken müssen immer größeren Lastwechseln. Es bleibt festzuhalten, dass bei Zeiten hoher Nachfrage an Energie auf der Lastseite u.U. Versorgungsengpässe entstehen könnten, wenn zeitgleich wenig erneuerbare Energie in das Netz eingespeist wird. Gründe für die Stützung dieser These werden in Kap. 3.1. erläutert.

[...]

^[1] Vgl. Konstantin (2006), S.329

^[2] Vgl. Althausen (2012), S.12

^[3] Vgl. Böttcher (2011), S.84

^[4] Vgl. Dinand (2006), S.74

^[5] Vgl. Klaudt (2012), S.38

^[6] Vgl. BDEW.de

^[7] Vgl. Servatius (2012), S.413

^[8] Vgl. Megersa (2013), S.50

^[9] Vgl. Konstantin (2009), S.282

^[10] Vgl. Griggs (2014)

^[11] Gas und Dampfkraftwerk; Erläuterung in 2.2.3

^[12] Vgl. Lechner (2009), S.56

^[13] Vgl. EWI Endbericht (2012), S.17

^[14] Vgl. Karl (2012), S.135

^[15] Vgl. Siemens.com/Innovation

^[16] Vgl. Heuck et al (2013), S.67

^[17] Vgl. Watter (2011), S. 253

^[18] * GuD mit 8000H Turbine

^[19] Vgl. Crastan (2012), S.350

^[20] Vgl. Möller (2008), S.41

^[21] Vgl. Meister (2007), S.2

^[23] Vgl. Leuschner (2007), S.88

^[24] Vgl. Konstantin (2009), S.47

^[25] Vgl. Wallbaum (2005), S.10

^[26] Vgl. Boll (2009), S.97

^[27] Eigene Berechnungen auf Grundlage öffentlicher EEX Daten

^[28] Vgl. Euwid-energie.de (2014)

^[29] Vgl. Klaudt (2012), S.23

^[30] Vgl. Ströbele et al (2012), S.258

^[31] Vgl. Neuner (2012)

^[32] Vgl. Tietjen (2012), S. 14

^[33] Vgl. DPA (2012)

^[34] Deutsche-Wirtschafts-Nachrichten.de (2014)

^[35] Vgl. Konstantin (2009), S.292

^[36] Vgl. Warncke (2010), S.11

^[37] Vgl. Pistner (2012), S.223

^[38] Vgl. §1 EEG (2009)

^[39] Vgl. Fraunhofer ISE (2014)