Empirische Analyse über die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern der Wind- und PV-Stromerzeugung

Veröffentlicht am 22.02.2011

Vortrag und Tagungsbeitrag von Serafin von Roon auf der 7. Internationalen Energiewirtschaftstagung (IEWT), vom 16.–18. Februar 2011 in Wien.

Motivation und zentrale Fragestellung

In Deutschland ist der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung im zurückliegenden Jahrzehnt rasant angestiegen. Angesichts der ambitionierten Klimaschutzziele wird auch in den nächsten 10 Jahren mit einem verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energien gerechnet. Im Leitszenario aus dem Jahr 2010 des BMU wird für das Jahr 2020 von einer installierten Leistung von 45,8 GW (2009: 25,7 GW) Windkraft und 51,7 GW Photovoltaik (2009: 9,8 GW) ausgegangen.

Bei der Integration dieser Energieträger in das bestehende System der Stromversorgung sind große Herausforderungen zu meistern. Einerseits sind die bestehenden Transport- und Verteilnetze über die Jahrzehnte mit den Erzeugungs- und Verbrauchsschwerpunkten gewachsen und müssen daher an die neuen Lastflüsse angepasst werden. Andererseits stehen einige erneuerbaren Energien - dies betrifft vor Allem die Stromerzeugung aus Wind und Sonne - nur fluktuierend und somit auch nicht zuverlässig zur Verfügung. Der weiterhin notwendige Einsatz konventioneller Kraftwerke kann daher lediglich auf der Basis einer Vortagesprognose der Erzeugung aus erneuerbaren Energien geplant werden.

In der Vergangenheit wurde neben Kraftwerksausfällen vorrangig ein falsch prognostizierter Verbrauch ausgeglichen. Der Einsatz der erneuerbaren Energien verlagert den Schwerpunkt zunehmend auf den Ausgleich falsch prognostizierter Erzeugung. Die für den Ausgleich notwendige kurzfristige Leistungsbereitstellung verursacht Kosten. Diese Kosten trägt der Stromverbraucher als Teil der EEG-Umlage. Die zentrale Frage der vorliegenden Untersuchung ist:

Welche Kosten entstehen durch den untertägigen Ausgleich von Fehlern der Vortagesprognose zur Wind- und PV-Stromerzeugung?

Diese Frage könnte zukünftig auch für die Wind- und PV-Anlagenbetreiber interessant werden, falls diese freiwillig den Weg der Direktvermarktung nach § 17 EEG wählen oder eine Umstellung von einer festen EEG-Vergütung auf eine Marktprämie erfolgt, wie es beispielsweise im Energiekonzept der Bundesregierung vorgeschlagen wird.

Methodische Vorgehensweise

Seit August 2009 veröffentlichen die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland Daten zur Bewirtschaftung ihres jeweiligen EEG-Bilanzkreises. Hierzu zählen:

  • Beschaffte bzw. veräußerte Strommengen am Intraday-Markt (1h-Auflösung)
  • Abgerufene EEG-Reserve (1h-Auflösung)
  • Differenz zwischen Einspeiseprognose und beschaffter bzw. veräußerter Strommenge (1h-Auflösung)
  • Ausgleichsenergiemengen (1/4h-Auflösung).

Des Weiteren stehen seit mehreren Jahren die Vortagesprognose und die Ist-Einspeisung der Windstromerzeugung zur Verfügung. Seit März 2010 veröffentlicht Tennet (ehemals Transpower) die Vortagesprognose und die tatsächliche Einspeisung der PV-Stromerzeugung. Seit Oktober 2010 werden diese Daten von allen vier Übertragungsnetzbetreibern online gestellt. Für die Ermittlung der Preise wird neben den Internetseiten der Übertragungsnetzbetreiber (Preise für die EEG-Reserveleistung und Ausgleichsenergiepreis des optimierten Netzregelverbunds) auf die Internetseite der European Energy Exchange EEX (Day-Ahead- und Intrdaday-Preise) zurückgegriffen.

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Abbildung 1: Ausgleich von EEG-Prognosefehlern vom 15.05.-21.05.2011 (Stundenwerte)

Für die Berechnung der Kosten des Ausgleichs der Day-Ahead-Prognosefehler wird folgende Vorgehensweise gewählt. Den tatsächlichen Einnahmen und Ausgaben aus der Windstromvermarktung und des Ausgleichs der Prognosefehler werden die Einnahmen des hypothetischen Falls einer perfekten Prognose gegenübergestellt. Die Differenz aus diesen beiden Fällen wird als Kosten der PV/Windprognosefehler bilanziert. Das Ergebnis gibt somit an, um welchen Betrag die EEG-Vermarktungskosten gesenkt werden könnten, wenn keine Prognosefehler aufgetreten wären. Für den Vermarktungsfall „perfekte Prognose“ wird neben den veröffentlichten EEX-Preisen zusätzlich noch eine Variante mit Day-Ahead-Preisen unter Berücksichtigung des Merit Order Effekts berechnet.

Ergebnisse

Für den Zeitraum März bis Oktober 2010 werden die Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern berechnet. Der Saldo aus Einnahmen und Ausgaben im Intraday-Handel, der Vorhaltung und des Abrufs der EEG-Reserve sowie der Über- und Unterspeisungen des EEG-Bilanzkreises beträgt 67 Mio. €. In dieser Zeit wurden 21,5 TWh aus Windkraftanlagen und etwa 8,8 TWh aus PV-Anlagen eingespeist (Abbildung 2).  

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Abbildung 2: Mittlere Einspeiseleistung aus Windkraft- und PV-Anlagenim Jahr 2010

Es ergeben sich spezifische Kosten von 2,2 €/MWh für den eingespeisten Strom aus Windkraft- und PV-Anlagen. Der energetische Saldo aller untertägigen Ausgleichsaktivitäten inklusive der verbleibenden Ausgleichsenergie des EEG-Bilanzkreises beträgt 2,1 TWh. Ein positiver Saldo bedeutet, dass systematisch die Prognose die tatsächliche Einspeisung unterschätzt. Dieser Saldo resultiert vorrangig aus der Überspeisung des EEG-Bilanzkreises und die Vergütung hierfür mindert die Kosten. Im Falle einer perfekten Prognose hätte die Vermarktung dieser Mengen im Day-Ahead-Markt einen höheren Preis erzielt. Wird diese Einnahmendifferenz ebenfalls als Kosten von Prognosefehler bilanziert, ergeben sich spezifische Kosten von 5,4 €/MWh. Wird jedoch berücksichtigt, dass die Vermarktung einer zusätzlichen Menge im Mittel zu einem niedrigeren Market Clearing Price führt (Merit Order Effekt), betragen die spezifische Kosten 4,4 €/MWh.

Schlussfolgerungen

Die Auswertung basiert bisher auf einem sehr kurzen Zeitraum. Daher sollen die Ergebnisse nur einer ersten Einschätzung dienen, welche Kosten durch den Ausgleich von Prognosefehlern entstehen. Ein erster Schritt zu einer deutlichen Kostensenkung sollte eine Reduktion des systematischen Fehlers (Prognose unterschätzt im Mittel die tatsächliche Einspeisung) sein. Die Ausgleichskosten sind mit 2,2 bis 5,4 €/MWh deutlich geringer als die Spotmarktpreise von 43 €/MWh im gleichen Zeitraum. Im Vergleich zum mittleren Einspeisevergütung von 88 €/MWh für Windstrom und 468 €/MWh  für PV-Strom fallen diese Kosten noch weniger ins Gewicht. Im Falle einer Direktvermarktung von Windstrom könnten diese zusätzlichen Kosten die Rentabilität jedoch bereits empfindlich mindern.

Die Untersuchung wurde im Rahmen des Projektes „Windenergie – Ausgleich der Prognosefehler“ durchgeführt. Das Projekt "Windenergie – Ausgleich der Prognosefehler" wird gefördert vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages (Förderkennzeichen 0325091).

 

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Ansprechpartner: Dipl.-Wi.Ing. Serafin von Roon