Vermarktung von Windenergie

Vorgetragen am 06.07.2011

Vortrag und Tagungsbeitrag von Serafin von Roon auf der FfE-Fachtagung 2011, 12.-13. Mai in der Residenz München

Zusammenfassung

In Deutschland ist die Nutzung der Windkraft zur Stromerzeugung im zurückliegenden Jahrzehnt rasant angestiegen. Das Leitszenario erwartet eine weitere Verdopplung der installierten Leistung innerhalb der nächsten 15 Jahre.

Das Wachstum wurde durch die garantierte Abnahme der Erzeugung und einer Vergütung deutlich über den Marktpreisen im Rahmen des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG) ermöglicht. Der nach EEG eingespeiste Windstrom wird durch die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet. Die Differenz zwischen Vergütung und Marktwert wird von allen Stromverbrauchern in Form der EEG-Umlage getragen.

Das EEG eröffnet durch die § 17 (1) und § 37 (1) S. 2 zwei Möglichkeiten zur Direktvermarktung. Die Option, monatsweise die Direktvermarktung zu wählen, ist aufgrund der zu geringen Marktpreise bisher keine wirtschaftlich sinnvolle Option für die Anlagenbetreiber. Die Befreiung von der EEG-Umlage unter der Bedingung, dass mindestens 50 % der gelieferten Stroms aus EEG berechtigten Anlagen stammt, ist aufgrund der hohen EEG-Umlage von 3,5 ct/kWh im Jahr 2011 für eine Vielzahl von EEG-Anlagen wirtschaftlich interessant geworden. Der Gesetzgeber hat hierauf in Form einer Begrenzung der Befreiung auf 2,0 ct/kWh zum 1. Juli 2011 reagiert.

Im Mittel liegt der Preis, der an der Strombörse für Windstrom erzielt werden kann, unter dem mittleren Großhandelspreis. In Stunden mit hoher Windstromeinspeisung werden weniger konventionelle Kraftwerke benötigt, so dass der Preis sinkt. Dieser Effekt kann dazu führen, dass in Stunden mit besonders geringer Verbraucherlast und hoher Windstromeinspeisung eine künstliche Verknappung der angebotenen Menge zu höheren Erlösen führt, als der vollständige Verkauf der prognostizierten Einspeisung.

Der Verkauf des Windstroms erfolgt mit einem erheblichen Mengenrisiko, da die Einspeisung lediglich für den nächsten Tag prognostiziert werden kann. Der untertägige Ausgleich der Prognosefehler der EEG-Bilanzkreise hat im Jahr 2010 netto 111 Millionen € gekostet. Unter der Annahme, dass die Prognosefehler vorrangig der Wind- und PV-Stromeinspeisung geschuldet sind, ergeben sich spezifische Kosten von 2,5 € pro eingespeiste MWh aus Windkraft- und PV-Anlagen. Alle Ausgleichsaktivitäten zusammen genommen (Intraday-Handel, Aktivierung der EEG-Reserve und Ausgleichsenergie der Bilanzkreise) haben einen Volumen von 8,9 TWh mit einem Netto Überschuss von 1 TWh. Die tatsächlichen Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern lassen sich ermitteln, wenn die Ausgaben und Einnahmen der Ausgleichsaktivitäten mit den entgangenen und zusätzlichen Einnahmen der gleichen Mengen im Day-Ahead Spotmarkt verglichen werden. Folgt man diesem Ansatz, so betragen die Kosten 2,9 € pro eingespeister MWh aus Windkraft und PV-Anlagen. Aufgrund der deutlich ungünstigeren Preisverhältnisse der Ausgleichsenergie als im Intraday-Handel ließen sich die Kosten durch eine verbesserte Kurzfristprognose erheblich senken.

Day-Ahead-Erloese_Windstrom_400

Abbildung 1:  Berechnete Erlöse für die Day-Ahead-Vermarktung der Windstromeinspeisung bei unterschiedlicher Residuallast

 

Zur Hauptseite des Projekts Windenergie – Ausgleich der Prognosefehler.

 

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

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